/
Автор: Субботина Н.П.
Теги: теплоэнергетика теплотехника энергетика электростанции тепловые электростанции энергоатомиздат
Год: 1985
Текст
Н. П. Субботина
ВОДНЫЙ
РЕЖИМ
И ХИМИЧЕСКИЙ
КОНТРОЛЬ
НА ТЭС
Издание второе, переработанное
Допущено Министерством энергетики и
электрификации СССР в качестве учебника
для энергетических и энергостроительных
техникумов
МОСКВА • ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ • 1985
ББК 31.37
С89
УДК [621.182.12 + 621.182.16] (075.32)
Рецензент Уфимский энергетический техникум
Субботина Н. П.
С89 Водный режим и химический контроль на ТЭС:
Учебник для техникумов. — 2-е изд., перераб.—
М.: Энергоатомиздат, 1985—312 с., ил.
В пер.: 75 к. 7 600 экз.
Изложены основы физико-химических процессов, протекающих в
водопаровых трактах тепловых электростанций. Приведены сведения о
способах предупреждения коррозии и отложений в котлах, турбинах и
во вспомогательном оборудовании. Описаны методы получения чистого
пара. Рассмотрены общие положения организации химического контро-
ля водного режима, а также практические вопросы ведения эксплуата-
ционного химического контроля. Первое издание вышло в 1974 г.,
второе издание переработано в соответствии с новыми нормами ка-
чества пара и воды.
Для учащихся энергетических техникумов.
2303030000-027 п ББК 3L37
С ---------------186-85
051(01)-85 6П2.22
© Издательство «Энергия», 1974
© Энергоатомиздат, 1985, с изменениями
ПРЕДИСЛОВИЕ
Первое издание настоящего учебника, написанного для
студентов энергетических техникумов, обучающихся по
специальности «Технология воды, топлива и смазочных
материалов», вышло в 1974 г. Достигнутый в последующие
годы технический прогресс в развитии водообработки, ве-
дении водно-химических режимов и химического контроля
па тепловых электростанциях потребовал от автора при
подготовке второго издания учебника внести в него ряд
дополнений и исправлений. Исправления связаны с из-
менением норм качества воды и пара, регламентируемых
«Правилами технической эксплуатации электрических стан-
ций и сетей», которые были пересмотрены и утверждены
Минэнерго СССР в 1977 г. Дополнения обусловлены накоп-
лением опыта ведения как традиционных, так и новых вод-
но-химических режимов на установках различных типов и
параметров, широким внедрением систем автоматического
химического контроля.
По содержанию и последовательности изложения ма-
териала книга соответствует утвержденным учебным прог-
раммам курсов «Водный режим электростанций» и «Хи-
мический контроль на электростанциях».
В начале книги рассмотрены общие задачи организации
водных режимов тепловых электростанций, а также водные
балансы, условия использования и параметры рабочей сре-
ды в основном цикле, в тепловых сетях и системах охлаж-
дения, показана связь между параметрами и физико-хими-
ческими свойствами воды. Эти сведения необходимы для
понимания последующего материала; они позволяют также
ознакомить учащихся с новой для них терминологией.
При изложении отдельных вопросов организации вод-
ных режимов особое внимание уделялось рассмотрению су-
щности протекающих процессов и факторов, на них влияю-
щих. Исходя из основных представлений излагались прак-
тические вопросы организации водных режимов и химиче-
ского контроля на установках разных типов и параметров.
1*
з
В книге приведены сведения о применяемых на тепловых
электростанциях способах предупреждения коррозии по-
верхностей оборудования, соприкасающихся с паром и во-
дой, методах получения чистого пара, способах предотвра-
щения разнообразных отложений в котлах и турбинах.
В главах, посвященных химическому контролю, наряду
с рассмотрением общих положений организации химичес-
кого контроля водного режима подробно излагаются прак-
тические вопросы ведения этого контроля по отдельным
участкам пароводяного тракта ТЭС. .
В помощь преподавателям, ведущим занятия по курсам
«Водный режим электростанций» и «Химический контроль
на электростанциях», в книге приводится список дополни-
тельной литературы.
Автор выражает благодарность преподавателям Уфим-
ского энергетического техникума Е. М. Симакиной и
3. П. Мироновой за проведенное ими рецензирование книги
и обращается с просьбой к преподавателям, читающим со-
ответствующие курсы, и всем читателям книги сообщать о
замеченных недостатках и упущениях.
Автор приносит глубокую благодарность доктору техн,
наук Ю. М. Кострикину за редактирование рукописи.
Автор
ВВЕДЕНИЕ
III. ВОДНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
11.1 /i.ojiio тепловых и атомных электростанций в настоящее время
и । (! 11 > л и тс я примерно 80 % электроэнергии, вырабатываемой в СССР,
hi jMjjjo гидростанций — примерно 20 %. При дальнейшем развитии
н. pouiKii тепловые и атомные электростанции сохраняют свою веду-
in-. |” роль. Ожидается, что к концу века их доля возрастет* примерно
'ю %, так как наиболее экономичные гидроресурсы страны к* тому
И” н иц оудут уже освоены.
Н<> количеству вырабатываемой энергии и установленной мощно-
hi нсршю место среди тепловых электростанций занимают паротур-
*11111111.1 с, пспользующие органическое топливо (уголь, газ, мазут). Доля
и. pi ни, поставляемой тепловыми атомными станциями, работающими
и.। ячгрпом топливе, пока еще невелика, однако она быстро увеличь1-
п.нчгя, особенно в европейской части СССР. К концу 80-х годов вклад
। г piKn'i энергии в энергобаланс страны должен значительно возрасти.
1’,|(>очим телом паротурбинных электростанций, как обычных (ор-
।-иигнткое топливо), так и атомных (ядерное топливо), является водя-
нки пар. Требования, предъявляемые к пару, поступающему в турби-
ну, распространяются как на его параметры (давление, температура),
I.H-. и па содержание в нем различных примесей. По начальным пара-
и- I рам пара турбины подразделяются на турбины среднего (4—10 МПа),,
пыгокого (10—14 МПа), сверхвысокого (14—18 МПа) и сверхкритиче-
- (24- 30 МПа) давления. Котлы, предназначенные для получения
H.ipa нужных для турбин параметров, имеют те же подразделения.
11<скольку к качеству пара предъявляются определенные требования,
.1 между концентрациями примесей в паре и воде, из которой пар гене-
рируется, существует определенная’связь, то и качество воды для кот-
nut (питательной воды) строго регламентируется.
Требования к качеству воды, питающей котлы, зависят от особен-
ное j гп их конструкции и рабочего давления. При одинаковых пара-
H ipax для прямоточных котлов предъявляются более жесткие Требо-
H..я, чем для котлов с естественной циркуляцией. Чем выше давление,
it-м строже требования к питательной воде. Природная вода из любых
источников (рек, озер, морей, артезианских скважин) в ее натуральном
виде для питания котлов современных тепловых электростанций не
мнж(‘т быть использована, потому что содержание примесей в ней в
5
десятки тысяч раз превышает концентрации, оговоренные требованиями.
Переработка этого исходного сырья, т. е. природной воды в конечный
продукт — очищенную воду, сводящаяся к освобождению воды от тех
или иных примесей, осуществляется на специальных водоподготови-
тельных установках. Состав примесей природной воды, способы их
удаления, технологические схемы и аппараты водоподготовительных
установок тепловых электростанций рассматриваются в соответствую-
щих учебных пособиях и монографиях по водоподготовке Требования
к качеству очищенной воды, а также производительность водоподгото-
вительных установок тепловых электростанций определяются водными
балансами и условиями использования воды, стремлением предотвра-
тить протекание нежелательных процессов, нарушающих нормальную
работу теплоэнергетического оборудования. Учитываются также эконо-
мические соображения, ставящие задачей достижение необходимых ре-
зультатов с минимальными затратами.
Водные балансы тепловых электростанций зависят от назначения
станции, которое в свою очередь определяет тип установленных на ней
паровых турбин. Независимо от параметров пара станция может быть
предназначена для выработки электрической или преимущественно теп-
ловой энергии. С точки зрения выработки электрической энергии ос-
новным агрегатом станции следует считать электрический генератор,
в котором механическая энергия преобразуется в электрическую, па-
ровой турбине при этом отводится роль привода электрического гене-
ратора. С точки же зрения выработки тепловой энергии паровая тур-
бина является основным агрегатом, поставляющим потребителям эту
энергию в виде пара или горячей воды. Соотношение между двумя
функциями — служить приводом электрогенератора и быть непосредст-
венным источником тепловой энергии — неодинаково у разных турбин.
Если паровая турбина предназначена обеспечивать потребности в теп-
ловой энергии только самой электростанции, которые, как правило, не-
велики, то потоки пара, идущие через отборы турбины, также невелики;
у таких турбин, называемых конденсационными, основной поток пара
(70:%) направляется в конденсатор турбины. Тепловые станции, обо-
рудованные турбинами конденсационного типа, называются конденса-
ционными электростанциями (КЭС).
Турбины, предназначенные обеспечивать тепловой энергией про-
мышленные предприятия и прилегающий жилой район, имеют значи-
тельные отборы пара (40—80 %), которые используются для подогрева
воды в специальных сетевых подогревателях. Эти отборы пара из тур-
бин называют теплофикационными или отопительными отборами, а те,
которые обеспечивают подачу пара к его производственным потребите-
1 Белан Ф. И. Водоподготовка: Расчеты, примеры, задачи. М.:
Энергия, 1980, 256 с.; Водоподготовка. Процессы и аппараты/Под ред.
О. И. Мартыновой. М.: Атомиздат, 1977. 352 с.
6
.ням, — промышленными отборами. Основным назначением турбин с про*
мы тленными и теплофикационными отборами является выработка теп*
ловой энергии. Станции, оборудованные такими турбинами, называются
теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).
Принципиальные тепловые схемы КЭС и ТЭЦ показаны на рис. В.1
и В.2. Рассматривая основной пароводяной контур этих станций, легко
видеть, что для них и перечень, и последовательность включения обо-
рудования одинаковы: котел, турбина, конденсатор турбины, кондеи-
Рис. В.1. Принципиальная тепло-
вая схема КЭС:
( — котел; 2 — пароперегреватель; 3 —
турбина; 4 — электрический генератор;
- промежуточный пароперегреватель
(вторичный); 6 — конденсатор турби-
ны; 7 — конденсатный насос; 8— подо-
греватели низкого давления; 9 — деа-
эратор; 10 — питательный насос; 11 —
подогреватели высокого давления
Рис. В.2, Принципиальная тепловая схема ТЭЦ:
/ — котел; 2 — пароперегреватель; 3 — турбина; 4 — электрический генератор;
5 — промышленный отбор пара; 6 — конденсатор турбины; 7 — конденсатный на-
сос; 8 — подогреватели низкого давления; 9 — деаэратор; 10 — питательный насос;
11 — подогреватели высокого давления; 12 — подогреватели сетевой воды; 13 —
сетевой насос; 14 — теплообменники потребителей
сатный насос, подогреватели низкого давления (ПНД), деаэратор, пи-
тательный насос, подогреватели высокого давления (ПВД). Все подогре-
ватели основного цикла станции объединяются под общим назва-
нием— регенеративные подогреватели. Греющей средой в ПВД, ПНД и
деаэраторе служит пар из соответствующих отборов турбины. В деа-
эраторе греющий пар непосредственно контактирует с нагреваемой во-
дой и конденсат этого пара с ней смешивается. В ПВД и ПНД теплота
7
передается через поверхности нагрева, которые исключают контакт
греющего пара и образующегося из него конденсата с нагреваемой во-
дой в самом подогревателе. Обычно применяется каскадный сброс кон-
денсата подогревателей более высокого давления в точки тракта с
меньшим давлением (на рис. ВЛ и В.2 это не показано). В итоге кон-
денсат регенеративных подогревателей также остается в основном
цикле станции. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор,
отдает теплоту охлаждающей воде и превращается в так называемый
турбинный конденсат. Конденсатными насосами он направляется на
питание котла через систему регенеративных подогревателей и по пути
смешивается с конденсатом греющего пара этих подогревателей. У тур-
бин конденсационного типа в конденсатор поступает около 70 % пара,
подаваемого в турбину. Соответственно в отборы к регенеративным по-
догревателям расходуется примерно 30 %. Если бы на КЭС отсутство-
вали полностью утечки пара и конденсата (например, через уплотне-
ния насосов) и пар не расходовался на некоторые операции, связанные
с потерей его конденсата (например, на подогрев мазута), то суммар-
ное количество турбинного конденсата и конденсата регенеративных
подогревателей точно соответствовало бы количеству пара, вырабаты-
ваемому котлом. В действительности же на станции всегда есть утечки,
есть необходимость в расходовании пара и конденсата на собственные
нужды, в результате чего общий поток конденсата оказывается мень-
ше потребного расхода пара на турбину. Возникающие в основном цик-
ле станции потери пара и воды называются внутристанционными поте-
.рями. При нормальной эксплуатаций эти потери составляют 1—2 %
общей паропроизводительности котлов. Чтобы восполнить потери, в ос-
новной цикл станции приходится добавлять воду. Эта вода, называе-
мая добавком или добавочной водой для котлов, может вводиться либо
в деаэратор, либо в конденсатор турбины (на рис. В.1 и В.2 показаны
варианты ввода добавочной воды в деаэратор).
Питательная вода, подаваемая в, котлы питательными насосами
через подогреватели высокого давления, представляет собой на КЭС
смесь турбинного конденсата, конденсата регенеративных подогрева-
телей и добавочной воды. Отдельные компоненты, образующие в смеси
питательную воду, принято называть составляющими питательной во-
ды. Так как для любого момента времени расход питательной воды
должен соответствовать паропроизводительности котла, то сумма всех
составляющих питательной воды в процентном выражении должна рав-
няться 100 %. В условиях нормальной эксплуатации водный баланс ос-
новного цикла КЭС характеризуется относительным постоянством со-
отношений между отдельными составляющими питательной воды. В про-
центах от паропроизводительности котлов в водном балансе КЭС
турбинный конденсат занимает 65—70, конденсат регенеративных подо-
гревателей 30—32, добавочная вода I—2 %.
8
Г» шмичие от КЭС водные балансы основного цикла ТЭЦ характе-
11111 у к > 11 я большим, чем на КЭС, числом составляющих, а также пспо-
. iHHiiniioM соотношения между ними во времени. У турбин с производ-
> ihfiiHttiMii отборами пар из этих отборов направляется на промышлен-
ные предприятия, находящиеся за пределами ТЭЦ (внешние
ширс(штели). Потребляющие пар промышленные предприятия чрезвы-
•i.iiino разнообразны по характеру технологических процессов, аппара-
। vpr п неодинаковы по условиям загрязнения пара и конденсата теми
ичм иными примесями. Есть производства с такой технологией, когда
и.ip пли его конденсат загрязняются специфическими для данного про-
и 1Ш1/1ГТНП трудно удаляемыми примесями в столь значительных количе-
< 1н,|\, что возвращение конденсата на ТЭЦ для его использования после
«н > । нетствующей очистки от примесей является экономически нецеле-
ииоразпым. Наряду с такими есть производства, где использование
H.ip.-t происходит без существенного его загрязнения либо пар загряз-
и-зстся такими примесями, которые удаляются относительно простыми
н дешевыми способами. На таких производствах целесообразно кон-
н’пгат пара собирать, возвращать на ТЭЦ с наименьшими потерями и
после очистки использовать для питания котлов.
В зависимости от того, какие потребители подключены к ТЭЦ и
каковы их относительные потребности в паре, невозврат конденсата
производственных потребителей на разных ТЭЦ различен. Он колеб-
ляется от 40 до 100 %, если рассчитывать по отношению к количеству
отпущенного пара, и от 10 до 40 %, если рассчитывать по отношению к
количеству пара, поступающего в турбину. Для ТЭЦ невозврат конден-
сата от внешних потребителей пара является внешними потерями. Онщ
так же как и внутристанционные потери, должны восполняться доба-
вочной водой. Общий добавок в основной цикл ТЭЦ определяется сум-
мой внешних и внутристанционных потерь.
В связи с изменением режимов и графиков работы промышленных
предприятий потребности их в паре меняются, изменяется также и воз-
врат конденсата на станцию. Таким образом, размер добавка на ТЭЦ
с производственными отборами пара не сохраняется постоянным, а из-
меняется соответственно условиям работы промышленных- предприятий.
Изменение внутристанционных потерь, зависящих от условий эксплуа-
тации самой станции, существенно сказывается на размерах добавка
только на КЭС, но почти не отражается на размерах добавка на ТЭЦ,,
где внешние потери являются определяющими.
У турбин с теплофикационными отборами пар этих отборов на-
правляется в подогреватели воды тепловой сети (сетевые подогрева-
тели). Отдав теплоту воде, пар конденсируется, а конденсат сетевых
подогревателей поступает в основной цикл ТЭЦ и используется для пи-
тания котлов. Он является одной из составляющих питательной воды,
Доля конденсата сетевых подогревателей в водном балансе ТЭЦ зави-
сит от расхода пара на теплофикацию, С увеличением отпуска теплоты,
например, в зимний отопительный период эта доля возрастает, с умень-
шением тепловой нагрузки она снижается.
Паровые турбины, устанавливаемые на ТЭЦ, отличаются друг от
друга не только мощностью, но и соотношением расходов отборного
пара на производство и для теплосети. На ТЭЦ с турбинами, имею-
щими только теплофикационные отборы, водные балансы основного
цикла по количественному соотношению отдельных составляющих ме-
нее устойчивы во времени, чем на КЭС, но более устойчивы по срав-
нению с ТЭЦ, где есть турбины с производственными отборами. В вод-
ном балансе основного цикла ТЭЦ только с отопительной нагрузкой
турбинный конденсат составляет менее 30, конденсат сетевых подогре-
вателей — 40—70, конденсат регенеративных подогревателей — около 30,
добавочная вода — 1—2 %. По размеру добавка отопительные ТЭЦ
очень близки к чисто конденсационным, т. е. к КЭС; на станциях таких
типов расход добавочной воды в условиях нормальной эксплуатации
составляет 1—2 % производительности котлов.
На ТЭЦ, где есть турбины как с производственными, так и тепло-
фикационными отборами, доля турбинного конденсата в водном балан-
се станции обычно невелика — всего 5—10 %. Изменения соотношений
других составляющих находятся в следующих пределах: конденсат
производственных потребителей от 0 до 60, конденсат сетевых подогре-
вателей от 10 до 50, конденсат регенеративных подогревателей от 20
до 30, добавочная вода от 10 до 40 %.
Выражая отдельные составляющие питательной воды в процентах
или долях, можно получить четкое представление о структуре водного
баланса основного цикла станции, однако с помощью этих цифр нельзя
представить себе абсолютные количества пара и воды, проходящие че-
рез основные и вспомогательные агрегаты КЭС и ТЭЦ. Чтобы оценить
масштабы расходов пара и воды, нужно помимо структуры водного ба-
ланса знать также мощность и тип турбин, установленных на станции.
Рассмотрим примеры водных балансов современных энергетических
блоков, оборудованных паровыми турбинами разных типов.
В энергоблоке мощностью 300 МВт расход пара на конденсацион-
ную турбину типа К-300-240 с параметрами 24 МПа, 545 °C составляет
при номинальном режиме 900 т/ч. Через отборы к регенеративным по-
догревателям поступает 300 т/ч пара, а в конденсатор турбины прохо-
дит 600 т/ч. Расход охлаждающей воды через конденсатор составляет
около 30 000 т/ч, размер добавка 20 т/ч.
В энергоблоке 100 МВт расход пара на конденсационную турбину
типа К-ЮО-90 с параметрами 9 МПа, 535 °C составляет при номиналь-
ном режиме 370 т/ч, в конденсатор турбины поступает 260 т/ч, расход
охлаждающей воды составляет около 13 000 т/ч, размер добавка 7 т/ч.
При этой же электрической мощности в 100 МВт расход пара на теп-
10
лофикационную турбину типа Т-100-130 с параметрами 13 МПа, 565 °C
« оставляет 445 т/ч, через отборы к сетевым подогревателям уходит до
310 т/ч, к регенеративным подогревателям—до 100 т/ч, в конденсатор
этой турбины пара поступает 50 т/ч, что в 4—5 раз меньше по срав-
нению с турбиной К-100-90. Соответственно сокращается и расход
охлаждающей воды до 3000 т/ч, добавок воды в цикл составляет 10 т/ч,
расход воды через сетевые подогреватели около 5500 т/ч.
Теплоэнергетика СССР развивается в направлении увеличения как
единичной мощности основных агрегатов, так и общей мощности элек-
тростанций. Соответственно возрастают потоки воды и пара в агрегатах
электростанции и потребление воды из источников водоснабжения.
Вода на тепловых электростанциях, работающих на органическом
топливе, является не только исходным веществом для получения пара
ч котлах. Она используется также в качестве теплоносителя и* как охла-
f
дитель. Роль теплоносителя вода выполняет в тепловых сетях, пере-
нося теплоту (рис. В.2) отдельным потребителям. Движение воды в
тепловой сети от ТЭЦ к потребителям и обратно обеспечивается сете-
выми насосами, установленными на ТЭЦ.
Есть два способа передачи теплоты потребителям: первый, когда
потребители используют теплоту сетевой воды в своих поверхностных
теплообменниках, и второй, когда потребители используют не только
теплоту, но и горячую воду, забирая ее непосредственно из теплосети.
Тепловые сети, отпуск теплоты в которых осуществляется первым спо-
собом, называются закрытыми, а сети, в которых совмещаются оба спо-
соба передачи теплоты потребителям, называются открытыми или теп-
ловыми сетями с водоразбором.
Водные балансы тепловых сетей закрытого типа и с водоразбором
у потребителей существенно различны. В закрытых теплосетях прихо-
дится восполнять лишь утечки воды через имеющиеся неплотности в
арматуре и оборудовании; в теплосетях же с водоразбором помимо
утечек необходимо восполнять и то количество воды, которое разбира-
ют потребители. При удовлетворительном состоянии сетевого хозяйства
потери воды в теплосетях не превышают 1—2 %. На водоразбор у по-
требителей в различных тепловых сетях уходит от 40 до 100 % воды,
идущей от ТЭЦ. Таким образом, расходы добавочной воды для раз-
ных тепловых сетей различны—это десятки тонн в час для небольших
тепловых сетей закрытого типа и сотни и даже тысячи тонн в час для
крупных тепловых сетей с водоразбором у потребителей. Требования,
предъявляемые к качеству добавочной воды, неодинаковы для обоих
типов тепловых сетей и существенно отличаются от требований к до-
бавочной воде котлов. По этой причине на ТЭЦ обычно приходится со-
оружать не одну водоподготовительную установку, работающую по
единой технологической схеме, а две: одну для подготовки добавочной
воды котлов, другую для подготовки добавочной воды тепловой сети.
1!
На ТЭЦ с производственными отборами часто имеется еще третья уста-
новка для очистки конденсата, возвращаемого внешними потребителями
пара. По своей производительности эти установки должны удовлетво-
рять водным балансам основного цикла станции и тепловой сети. Раз-
мером потерь в основном цикле определяется производительность во-
доподготовительной установки, предназначенной для получения добавоч-
ной воды котлов. Размером потерь в теплосети и водоразбором у
потребителей определяется производительность водоподготовительного
оборудования для получения добавочной воды теплосети. Возвратом
конденсата от внешних потребителей определяется производительность
установки для очистки производственных конденсатов.
В качестве охладителя вода на тепловых электростанциях исполь-
зуется широко. Водой охлаждаются конденсаторы паровых турбин,
конденсаторы испарителей, маслоохладители, подшипники дымососов и
других механизмов. Первое место по количеству расходуемой на охлаж-
дение воды занимают конденсаторы турбин. Соотношение расходов па-
ра и охлаждающей воды в конденсаторах турбин составляет примерно
1 к 50—60, это значит, что на 1 т пара, поступающего в конденсатор,
требуется подавать 50—60 т охлаждающей воды. На мощных КЭС для
охлаждения конденсаторов требуются буквально реки воды. Так, чтобы
охлаждать конденсаторы шести турбин К-300-240, требуется подавать
в них 180 000 т/ч воды, или 50 м3/с, что, примерно равно расходу воды
в реке Клязьме у г. Владимира или в реке Суре у г. Пензы.
Если бы на такой станции поставили еще одну турбину, то для
конденсатора этой турбины воды в реке уже не хватало бы. Примеров,
когда дебит, т. е. расход воды источника водоснабжения, ограничи-
вает наращивание мощности КЭС или ТЭЦ, очень много. В тех слу-
чаях, когда природный источник водоснабжения (река, озеро, море, во-
дохранилище) полностью обеспечивает потребности станции в охлаж-
дающей воде, систему охлаждения конденсаторов турбин выполняют
прямоточной (рис. В.З). Это значит, что через конденсатор вода про-
ходит однократно, циркуляционные насосы подают все новые порции
воды из водоисточника. Места забора воды из водоема и сброса воды
обратно в водоем удалены друг от друга, чтобы в конденсатор по-
ступала вода с минимальной температурой.
Когда по тем или иным причинам применение прямоточной систе-
мы невозможно 1 или неэкономично (например, высокий берег, в связи
1 Здесь приходится принимать во внимание и еще одно чрезвычай-
но важное обстоятельство: сброс теплой воды в естественные водоемы
пагубно действует на его биоценоз, т. е. на установившееся сообщество
живых существ, обитающих в водоисточнике. Вследствие этого иног-
да прибегают к сбросу нагретой воды в специальные искусственные
водоемы, где флора и фауна теплолюбивы. Обычно температура воды
после конденсаторов на 8—10 °C превышает температуру поступающей
в них воды. —- Прим. ред.
12
ч. м целики затраты на перекачку воды), делают систему охлаждения
. ।Нода, находящаяся в системе, проходит через конденсатор
iHiMHii.paгно, а ее охлаждение достигается частичным испарением в
и нн<|И'р\' н градирнях, брызгальных бассейнах или прудах-охлади-
I I *. I ч
i’и- Н ('хима прямоточного
<»•-ии.’<1Ч(ня конденсаторов тур-
• ИН I
г пи |1.|||1||гА|11ик; 2 — береговая на-
"(i.i-i, камера переключений; 4 —
и .и in i |>.1.иьлыс подземные напорные
ipv<»r.i, ь конденсатор турбины; 6 —
• г । и"н ищпс самотечные подземные ка-
ин |г.«. / переключательные шандоры;
л (о крытый отводящий канал
Мотанный зал
В прудах-охладителях поверхностью испарения является поверхность
юркала отпх искусственных водоемов, соединенных между собой и рас-
положенных таким образом, чтобы обеспечивался естественный переток
поды от места сброса воды к месту ее забора на станцию. В брызгаль-
ш.1х бяссей пах располагаются многочисленные фонтаны; большая по-
нерхшить струн и брызг воды в фонтанах позволяет сократить поверх-
Рис. В.4. Принципиальная схе-
ма оборотного охлаждения с
градирней:
1 циркуляционный насос; 2 —
конденсатор турбины; 3 — градир-
ня; 4 — бассейн
пость зеркала самого бассейна и, следовательно, его размеры. Наибо-
лее компактна система оборотного охлаждения с градирнями (рис. В.4),
которые выполняются в виде высоких башен, имеющих внутри устрой-
ства для разбрызгивания воды. Подведенная в верхнюю часть градир-
ни вода при падении разбивается на струи и брызги, благодаря чему
создается большая поверхность контакта между водой и воздухом.
Частично испаряясь, вода охлаждается. Движение воздуха в градирне
в направлении снизу вверх происходит под действием создающейся в
градирне естественной тяги. Охлажденная за счет частичного испарения
вода собирается в бассейне, расположенном под градирней; отсюда
циркуляционные насосы подают воду в конденсаторы турбин.
13
Испарение, а также унос брызг и капель воды в окружающую ат-
мосферу создают наряду с утечками (продувками) потери воды в цикле
оборотного охлаждения. Их приходится восполнять добавочной водой,
забираемой из основного источника водоснабжения станции. Размер
добавка в системы оборотного охлаждения колеблется от 1,5 до 3 %
количества воды, проходящей через конденсатор.
В.2. УСЛОВИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ И ПАРАМЕТРЫ Н2О
НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Рассмотрим, в каких пределах изменяются температура и давле-
ние Н2О в основных циклах станции, а также в системах охлаждения
турбин и тепловых сетях.
В основном цикле тепловых электростанций (см. рис. В.1 и В.2)
давление и температура Н2О меняются по тракту в достаточно широ-
ких пределах. Диапазон этих изменений тем больше, чем выше пара-
метры поступающего на турбины пара.
Так, при сверхкритических параметрах давление и температура
Н2О изменяются в пределах 30—0,003 МПа и 565—30 °C, при высоких
параметрах — в пределах 13—0,003 МПа и 565—30 °C. Максимальное
по значению давление создается питательными насосами. На участке
котла, а именно от входного коллектора экономайзера до выходного
коллектора пароперегревателя, давление несколько снижается, а тем-
пература существенно возрастает, достигая значений, установленных
для начальных параметров пара. При прохождении проточной части тур-
бины происходит адиабатное расширение пара, сопровождающееся сни-
жением его давления и температуры. На мощных КЭС применяют про-
межуточный перегрев пара, направляя его из определенных ступеней
турбины (обычно при давлении 4 МПа) в специальный пароперегрева-
тель. В нем пар нагревается до температуры первичного перегрева, т. е.
до 540—565 °C.
Конденсатор турбины, служащий для перевода Н2О из газообраз-
ной фазы (пар) в жидкую (конденсат) при абсолютном давлении
0,003—0,004 МПа, охлаждается водой с таким расчетом, чтобы полу-
чающийся конденсат имел температуру, равную или на 0,5—1 °C ни-
же температуры насыщения (28—30°C). Конденсатные насосы, увели-
чивая давление до 0,3—1 МПа, обеспечивают движение по конденсат-
ному тракту (ПНД, деаэратор и соединяющие их трубопроводы), где
температура воды повышается от 28—30 до 102—165 °C. Питательные
насосы, служащие для подачи воды в котел, а в случае котлов прямо-
точного типа также для движения рабочей среды по тракту котла, по-
вышают давление до 15—16 МПа при высоких и до 30—32 МПа при
сверхкритических параметрах. В подогревателях высокого давления во-
да в питательном тракте нагревается от 105—165 до 150;—250 °C.
14
Изменение температур Н20 по отдельным поверхностям нагрева
котлов докритических параметров выглядит следующим образом: в эко-
номайзере и на участках, расположенных непосредственно за ним, тем-
пература повышается до точки кипения; в парообразующих поверхно-
стях температура держится постоянной, равной точке кипения; в па-
роперегревателе она возрастает до перегрева, заданного начальными
параметрами пара.
При докритических параметрах четко различаются жидкая фаза
(вода) и газообразная фаза (пар) и переход Н2О из одного состояния
Рис. В.5. Характер изменения температуры и давления рабочей среды
в основном цикле ТЭС:
1 — изменение давления; 2 и 2Г — изменение температуры при докритических и
сверхкритических параметрах; t0 и р0 — начальные параметры пара; / нас — тем-
пература насыщения; t п п~ температура промежуточного перегрева
в другое хорошо заметен; при переходе от воды к пару, т. е. при ки-
пении, образуются пузыри пара. При сверхкритических давлениях пе-
реход из одного состояния в другое совершается без фазового пре-
вращения — Н2О представляет собой жидкость при относительно
низких температурах и перегретый пар при высоких. В котлах сверх-
критических давлений с увеличением температуры рабочей среды не-
прерывно увеличиваются удельные объемы и энтальпия Н2О, процесс
кипения как таковой отсутствует.
Изменение температуры и давления рабочей среды в основном
цикле ТЭС показано на рис. В.5.
В системах охлаждения давление воды за циркуляционными насо-
сами (см. рис. В.З и В.4) составляет 0,3—0,6 МПа, далее по тракту в
направлении движения воды давление постепенно понижается и в мес-
15
J
s]
’•1
те сброса в водоем или градирню становится равным атмосферному.
Температура воды при ее движении на участке от места забора воды
циркуляционными насосами до конденсатора турбины практически не
меняется. В зависимости от времени года температура воды, поступаю*
щей в конденсатор, бывает различной. Зимой вода, забираемая из-под
льда замерзшего водоема, имеет 4 °C, после конденсатора—15—20 °C,
а в градирнях вода охлаждается до 10—12 °C. Летом температура воды
выше; в разных по климату районах она составляет 15—25 и редко
достигает 30 °C. При движении по трубам конденсатора охлаждающая
вода нагревается на 10—12 °C, отводя теплоту, выделяющуюся при
конденсации пара.
В подающей (прямой) магистрали тепловых сетей избыточное
давление воды за сетевыми насосами (см. рис. В.2) составляет 0,25—
0,3 МПа. В обратной магистрали, по которой сетевая вода возврата*
ется на ТЭЦ, давление равно 0,12—0,15 МПа. В сетевых подогревателях
вода нагревается паром до 130—150 °C и поступает в теплосеть; в теп-
лообменниках потребителей температура воды снижается неодинаково,
но в общем обратном трубопроводе потоки от отдельных потребителей
смешиваются и температура усредняется до 40—70 °C.
Изменение параметров теплоносителя в тепловых сетях не выхо-
дит за пределы линии насыщения; Н2О по всему тракту теплосети
находится в жидком состоянии, т. е. является «водой» в обычном по-
нимании. этого слова. Аналогичная картина наблюдается в системах
прямоточного и оборотного охлаждения конденсаторов турбин, исклю-
чая собственно охладительные устройства. В градирнях и брызгаль-
ных бассейнах наряду с теплоотдачей от воды к воздуху происходит
и частичное испарение; пары воды уходят в окружающую атмосферу,
а жидкая фаза остается в системе для повторного использования.
В.З. СВЯЗЬ МЕЖДУ ПАРАМЕТРАМИ И СВОЙСТВАМИ Н2О
При изменении температуры и давления изменяются теплофизике*
ские и физико-химические свойства Н2О.
В области докритических давлений ниже линии насыщения, где
существует только жидкая фаза Н2О, повышение температуры сопро-
вождается снижением вязкости, плотности и диэлектрической прони*
цаемости воды; теплоемкость при постоянном давлении с? несколько
возрастает. При температурах выше точки насыщения ts, где существу*
ет только газообразная фаза Н2О, перегрев пара сопровождается сни-
жением его плотности и теплоемкости ср и незначительным увеличением
вязкости. На линии насыщения существуют обе фазы — пар и вода,
различающиеся по плотности, вязкости, диэлектрической проницаемо*
сти и другим показателям. Зависимость плотности пара и воды и их
диэлектрической проницаемости от давления на линии насыщения по*
казана на рис. В.6. Из этого рисунка видно, что разность между плот*
16
Рис. В.6. Влияние давления на плотность и диэлектрическую прони-
цаемость пара и воды на линии насыщения
Рис. В.7. Изменение теплофизи-
ческих свойств Н2О в зависи-
мости от температуры при око-
локритических давлениях:
1 — р—20 МПа; 2 — р=25 МПа
пистями воды и пара с ростом давления уменьшается и в критической
точке эта разность исчезает. Аналогично меняется разность между
диэлектрическими проницаемостями воды и пара.
Изменение основных теплофизических параметров Н2О с ростом
температуры при постоянстве давления показано на рис. В.7. Типич-
ными для докритических давлений являются плавный ход кривых
плотности р, вязкости р,, теплоемкости ср и теплопроводности % в обла-
сти температур, которые ниже и выше температуры насыщения, и раз-
рыв этих кривых при температуре насыщения (кривые 1 на рис. В.7).
При сверхкритических давлениях кривые изменения; плотности, вязко-
2-905 Вляг»м»£.кяя ТОН 17
сти и теплопроводности во всем диапазоне температур не имеют раз-
рыва, однако изменение абсолютных значений этих параметров в раз-
ных диапазонах температур различно. Четко выделяется сравнительно
узкий интервал температур, где наблюдается хотя и плавное, но зна-
чительное изменение плотности, вязкости и теплопроводности. На кри-
вой теплоемкости в этом интервале температур 1 имеется максимум; этот
интервал температур получил название зоны максимальной теплоем-
кости.
С плотностью и диэлектрической проницаемостью связаны свойства
Н2О как растворителя. При низких температурах, когда плотность и ди-
электрическая проницаемость жидкой фазы Н2О велики (при 18 °C
р= 1000 кг/см5, | —81), вода является высокополярным растворителем,
вызывающим сильную диссоциацию растворенных в ней электролитов.
С ростом температуры плотность и диэлектрическая проницаемость
воды уменьшаются, в связи с чем вода становится все менее полярным
растворителем. Плотность и диэлектрическая проницаемость насыщен-
ного пара с ростом температуры (см. рис. В.6) возрастают, соответ-
ственно усиливаются свойства пара как растворителя. Вместе с тем из-
за низких абсолютных значений диэлектрической проницаемости насы-
щенный пар во всем диапазоне давлений остается малополярным рас-
творителем.
С изменением температуры и давления меняются также электро-
литические свойства воды. Известно, что вода является очень слабым
электролитом; ее диссоциация протекает по схеме
Н2О^Н+ + ОН“. (В.1)
При температуре 25 °C лишь одна десятимиллионная часть Н2О дис-
социирует на ионы; при этом образуется 10-7 г-ионов водорода
и 10”7 г-ионов гидроксила на каждую г-молекулу воды. С изменением
температуры степень диссоциации чистой воды, а следовательно, и кон-
центрации ионов Н+ и ОН~ изменяются, оставаясь, естественно, рав-
ными друг другу. Произведение концентрации2 свободных ионов Н+
и ОН~, находящихся в воде, является постоянной величиной для каж-
дой температуры. Эта константа, обычно обозначаемая Kw> называется
ионным произведением воды.
Записывая концентрации свободных ионов водорода и гидроксила
через С н+ и С ОН“, согласно вышесказанному получим
___________ = Q-rr^oir
1 Это резкое изменение свойств Н2О при сверхкритических давлени-
ях носит название квазифазового перехода. — Прим. ред.
2 Собственно равенство (В.2) следует записать несколько иначе, а
именно tzH аон = где пн и аои —не концентрации, а активность
ионов водорода и гидроксила. Эти активности связаны с концентрация-
ми соотношением = Сн и а = С он где f— коэффициенты
активности. Однако для чистоты воды, не содержащей растворенных ве-
ществ, эти факторы равны единице. — Прим. ред.
18
п для чистой воды, г-ион/л,
С
(В.З)
Хотя числовые значения очень малы (при 25 °C Kw= 10"и)>
важно, что Kw не равно нулю, и, следовательно, ни один из множи-
телей выражения (В.2) не может быть равен нулю.
Если к чистой воде прибавлять какую-либо кислоту, то концентра-
ция ионов водорода будет повышаться, концентрация же ионов гид-
роксила при этом должна уменьшаться, чтобы их произведение при по-
стоянной температуре сохранялось постоянным. Отсюда следует, что в
кислотной среде должны присутствовать наряду с ионами Н+ также и
ионы ОН" и, наоборот, в щелочной среде наряду с ионами ОН" также
и ионы Н+. С этой точкй зрения кислотные, щелочные и нейтральные
водные растворы различаются между собой только концентрациями со-
ответствующих ионов, их одновременное присутствие является ’неиз-
бежным.
Для характеристики степени кислотности среды достаточно указы-
вать концентрацию ионов Н+, так как концентрацию ионов ОН" всегда
можно получить из уравнения
(В.2). Например, если прибавле-
нием кислоты к чистой воде кон-
центрацию ионов Н+ увеличили,
скажем, в 100 раз, т. е. вместо
10~7 (для чистой воды) она ста-
ла равной 10"5, то концентрация
ионов ОН" при этом должна
уменьшиться в 100 раз, т. е. сде-
латься равной 10"9, так как про-
изведение новых концентраций
должно оставаться равным тому
же значению (при 25 °C Кда =
= 10"%
В связи с неудобством ис-
пользования чисел с отрицатель-
ными показателями степени для
характеристики концентрации водородных и гидроксильных ионов при-
меняют десятичные логарифмы этих чисел, взятые с обратным знаком.
Для ионов водорода отрицательный логарифм обозначают символом pH
и называют водородным показателем, для ионов гидроксила — символом
рОН и называют гидроксильным показателем. Таким образом,
Рис. В.8. Зависимость pKw от тем-
пературы (на линии насыщения)
Q1+ — pH; 1g ---------рОН;
pH + рОН =- lg Kw =
2*
19
Как уже указывалось выше, ионное произведение воды сохраняет I
постоянное значение лишь при неизменной температуре. С ее ростом в я
интервале 0—250 °C Kw возрастает от 0,13’10-14 до 557-10~14, при даль- 1
нейшем повышении температуры происходит снижение Kw, и вблизи кри- 1
тической области составляет около 24-Ю"14. В соответствии с зна- I
чением находятся значения pH, разграничивающие кислую и щелоч- I
ную среды. I
При 25 °C, когда Kw~10~14, в чистой воде СН+“СОН——10—7, pH == I
“7 и рОН---7. В кислом растворе (?Н+>СОН—и рН<7, в щелочном I
растворе СН+<СОН—и рН>7, причем во всех растворах рН + рОН—14. I
При К™—100-10~14 (примерно 113—114 °C) pH чистой воды и нейтраль- I
ных растворов будет равно 6, кислые растворы войдут в диапазон рН< I
<76, щелочные — pH>6; во всех растворах в этом случае рН + рОН— I
~ 12. На рис. В.8 показано изменение pKw в зависимости от температуры. I
В.4. ЗАДАЧИ ОРГАНИЗАЦИИ ВОДНЫХ РЕЖИМОВ ТЭС
Изменения температуры и давления Н2О, сопровождающиеся изме- <
нением теплофизических и физико-химических свойств пара и воды,
обусловливают особенности поведения примесей на разных участках
пароводяного тракта ТЭС. Если бы в рабочей среде, циркулирующей в
основном и теплофикационном контурах, а также в системах охлажде-
ния турбин, не было никаких примесей, многие затруднения в работе
паротурбинных станций не возникали бы. Так, отпали бы полностью за-
труднения, связанные с образованием на поверхностях, соприкасающих-
ся с паром и водой, твердых отложений, содержащих соли кальция, ।
магния, натрия и свободную кремнекислоту. Из опыта эксплуатации
ТЭС известно, что солевые отложения в больших или меньших количе- i
ствах могут образовываться на поверхностях нагрева котлов, в паро- •
перегревателях, на лопатках турбин, а также на трубках конденсаторов
со стороны охлаждающей воды. Трудноудаляемые отложения кремне- j
кислоты встречаются главным образом в проточной части турбин. При
отсутствии в рабочей среде таких примесей, как О2 и СО2, уменьшилось ‘
бы образование отложений, содержащих окислы железа и меди. Такого '
вида отложения встречаются в котлах, пароперегревателях, турбинах,
подогревателях высокого давления и другой теплообменной аппаратуре.
Образование отложений в пароводяном тракте ТЭС отрицательно
влияет на работу как основного, так'и вспомогательного оборудования.
Несмотря на различия в химическом составе и структуре отложений,
все они характеризуются меньшими по сравнению с металлами коэффи-
циентами теплопроводности [0,06—6 против 46—120 ВтДм-К)]. При за-
грязнении отдельных теплопередающих поверхностей отложениями сни-
жаются коэффициенты теплопередачи, увеличивается шероховатость сте-
нок, уменьшаются проходные сечения и, как следствие, увеличиваются
20
потери на трение. Все это при относительно невысоких температурах
рабочей среды, например в регенеративных подогревателях, экономайзе-
рах котла, конденсаторах турбин и т. д., сказывается лишь на экономи-
ческих показателях работы оборудования. При высоких же температу-
рах рабочей среды, т. е. в пароперегревателях и в экранах котлов, наря-
ду с ухудшением экономичности образование отложений снижает и
надежность работы оборудования. В пароперегревателях при этом ин-
тенсифицируются процессы ползучести металла и окалинообразования,
приводящие к утонению стенок и разрыву труб, В местах перегрева
экранных труб происходят размягчение металла и его деформация под
действием давления рабочей среды, в результате на трубах появляются
выпуклости (отдулины), которые со временем растут, толщина стенки
при этом уменьшается, и затем образуется разрыв металла (свищ).
При повреждении хотя бы одной трубки пароперегревателя или
экранной трубы приходится внепланово останавливать котел. К тем же
последствиям приводят коррозионные повреждения металла со стороны
рабочей среды. На останов, расхолаживание, удаление поврежденного
участка, замену его новым и повторный пуск котла требуется значитель-
ное время. Чем больше единичная мощность агрегата, тем значительнее
экономический ущерб, наносимый его внеплановыми остановами. Чтобы
предотвратить их, нужно создавать условия, препятствующие как обра-
зованию отложений, так и коррозии металла. Поскольку речь идет о
процессах, протекающих со стороны рабочей среды, создание таких ус-
ловий требует воздействия на ее состав, или, как принято говорить, тре-
бует соответствующей организации водно-химического режима котла.
Отложения, образующиеся в проточной части турбин, как правило,
не вызывают аварийных остановов этих агрегатов, но оказывают сущест-
венное влияние на экономичность их работы. При накапливании отложе-
ний происходит снижение относительного внутреннего КПД турбины,
возникает шероховатость поверхности лопаточного аппарата, уменьша-
ются проходные сечения для пара и в результате падает мощность тур-
бины, сокращается подача энергии потребителям. Уже при небольших
количествах отложений в турбинах ощутимо уменьшаются их КПД.
Так, снижение КПД на 1—2 % наблюдалось у конденсационных турбин
мощностью 100 МВт при накапливании всего 1 кг отложений в их про-
точной. части. У турбин мощностью 300 МВт при накапливании 1 кг от-
ложений КПД снижался примерно на 0,5—1,0 %.
На первый взгляд уменьшение КПД паровых турбин на 1—2 % и
снижение их мощности на 2—5 % представляются незначительными. Но
в действительности при огромных масштабах производства электроэнер-
гии тепловыми паротурбинными станциями нашей страны (в 1980 г.
1293 млрд. кВт*ч) каждая доля процента оборачивается значительными
перерасходами топлива из-за снижения КПД, понижением надежности
энергоснабжения из-за снижения резервов электрической мощности и
21
возможной в этой связи недовыработкой продукции на промышленных
предприятиях.
Источником образования отложений в турбинах являются примеси,
содержащиеся в поступающем паре. Чем выше его качество, т. е. чем
меньше в паре примесей, образующих твердые отложения на лопатках
турбины, тем ближе ее КПД и мощность к расчетным значениям. Сле-
довательно, для обеспечения экономичной работы необходимо, чтобы по
содержанию отдельных примесей перегретый пар отвечал определенным
требованиям. Это в свою очередь связано с выполнением ряда требова-
ний к качеству питательной воды котлов уже не из условий предотвра-
щения отложений в самих котлах, а из условий получения чистого пара
для предотвращения отложений в турбинах.
Присутствие ряда примесей в паре и воде, безразличных в отноше--
нии образования отложений в котлах и турбинах, таких, например, как
растворенные газы, нитраты и нитриты, является тем не менее нежела-
тельным, потому что они обусловливают или интенсифицируют процес-
сы коррозии металлов, соприкасающихся с рабочей средой. Предупреж-
дение коррозионных разрушений оборудования, уменьшение степени за-
грязнения пара и воды продуктами коррозии, уменьшение в котлах и
турбинах отложений, содержащих окислы металлов, — эти задачи отно-
сятся к организации водно-химического режима всей станции в целом,
поскольку практически все участки пароводяного тракта в.той или иной
мере подвержены коррозии.
Итак, общими задачами организации водно-химических режимов на
ТЭС являются предотвращение образования отложений на поверхностях
основных (котел, турбина, конденсатор) и вспомогательных агрегатов,
соприкасающихся с рабочей средой, и уменьшение коррозии конструкци-
онных материалов на всех участках пароводяного тракта, с тем чтобы
была обеспечена бесперебойная, надежная и экономичная работа обо-
рудования.
Требования к водно-химическим режимам паротурбинных электро-
станций находят свое выражение в нормировании содержания различ-
ных примесей в паре и воде основного цикла ТЭС, в водах тепловой
сети и системы охлаждения конденсаторов турбин. Для основного цик-
ла устанавливаются нормы качества пара, поступающего в турбину,
конденсата, добавочной и питательной воды котлов. Для теплофикаци-
онного цикла устанавливаются нормы добавочной и сетевой воды, для
системы охлаждения — нормы охлаждающей воды. Рассмотрение орга-
низации водного режима по отдельным участкам пароводяного тракта
ТЭС позволяет учесть особенности поведения примесей на всех этих уча-
стках, а также выявить влияние и взаимозависимость водных режимов
отдельных агрегатов и таким образом установить совокупность всех
вопросов, характеризующих водный режим станции в целом.
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ОСНОВЫ ТЕОРИИ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛОВ
1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
И КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ
Все чистые металлы в твердом состоянии имеют* крис-
таллическое строение с кубическими, гексагональными и
другими атомными решетками (рис. 1.1). Объемно-центри-
рованную кубическую решетку имеют ct-железо (чистое же-
лезо при температуре ниже 991 °C), хром, молибден, воль-
фрам, гранецентрированную кубическую решетку—у-желе-
зо (чистое железо при температурах от 911 до 1392°C),
алюминий, медь, никель, свинец, гексагональную решетку—
цинк, магний, титан.
В узлах решетки размещаются ион-атомы металла, т. е.
атомы, лишенные некоторого числа валентных электронов
и, следовательно, несущие положительный заряд. Электро-
ны, покинувшие атомы, свободно перемещаются между уз-
лами решетки и благодаря этому принадлежат одновремен-
но всем атомам. Прохождение электрического тока в
металлах определяется движением этих свободных электро-
нов, что делает металлы электронными проводниками или
Рис. 1.1. Типы кристаллических решеток металлов:
а — кубическая объемно-центрированная; б — кубическая гранецентрированная;
в — гексагональная
23
проводниками первого рода. При 25 °C удельная проводи-
мость большинства металлов находится в пределах 104—
106 ОмН-см-"1, С повышением температуры электропровод-
ность металлов снижается.
Технический металл, например котельная сталь, — это
не отдельные кристаллы правильной формы, а сложный
конгломерат множества отдельных кристалликов (их назы-
вают кристаллитами), имеющих искажения в кристалличе-
ской решетке и различную кристаллографическую ориента-
цию.
Под коррозией металла понимают постепенное его раз-
рушение, которое происходит в результате химического или
электрохимического воздействия внешней среды. Так как
внешняя среда соприкасается с металлом у его поверхно-
сти, то все виды коррозионных повреждений начинаются с
поверхности.
Термин «коррозия» берет начало от латинского слова
«corrodere» (разъедать). Коррозионные разрушения по ви-
ду достаточно разнообразны. Принято подразделять кор-
розию на сплошную (общую) и местную (локальную).
Сплошная коррозия распространяется на всю поверх-
ность, разрушая металл в глубину более или менее равно-
мерно. Неравномерность может проявляться некоторыми
колебаниями глубины сплошного повреждения или избира-
тельным удалением из сплава одного компонента.
Местная коррозия охватывает лишь отдельные участки
поверхности, остальная поверхность металла при этом не
затрагивается повреждениями. Выделяют следующие основ-
ные виды местной коррозии: коррозия пятнами-—местная
коррозия в виде отдельных пятен относительно больших
размеров по площади, но небольшой глубины; язвенная
коррозия — коррозия островными участками меньших раз-
меров, чем при коррозии пятнами, но значительно большей
глубины; точечная коррозия — местная коррозия в виде то-
чечных поражений; межкристаллитная коррозия — местная
коррозия, распространяющаяся по границам кристаллитов
(зерен) металла; при транскристаллитной коррозии трещи-
на может не только распространяться по границам зерен,
но и перерезать тело кристаллита.
Схематично виды коррозионных разрушений показаны,
на рис. 1.2.
При местной коррозии весовое количество разрушивше-
гося металла, как правило, меньше, чем при сплошной, т. е.
общей, коррозии. Вместе с тем местная коррозия раньше
24
hi Iim>дпт из строя элементы оборудования, работающего
1М давлением. Такие повреждения, как растрескивание ме-
।.ила или образование в стенках труб сквозных отверстий,
н «’л у чае несвоевременной замены поврежденных участков
ipoOT опасностью серьезных аварий. При известных запа-
*
Рие. 1.2. Типы коррозионных разрушений:
/ сплошная равномерная коррозия; 2 — сплошная неравномерная коррозия; 3 —
плоншая избирательная коррозия; 4 — коррозия пятнами; 5 — язвенная; 6 — то-
|г'шая; 7 — межкристаллитная; 8 — транскристаллитная
сах в толщине стенок сплошная коррозия не столь быстро
сказывается на снижении механической прочности аппара-
туры и трубопроводов, но обусловливает более интенсивное
загрязнение рабочей среды продуктами коррозии, при этом
усиливаются процессы образования отложений в котлах и
турбинах.
Организация водно-химических режимов паротурбинных
электростанций должна принимать во внимание коррозию
всех поверхностей оборудования, соприкасающихся с па-
ром и водой. Вопросы коррозии поверхностей металла, со-
прикасающихся с топочными и дымовыми газами, мазутом.и
другими средами, при большой их значимости для сохран-
ности и увеличения срока службы отдельных элементов
оборудования ТЭС непосредственного отношения к водно-
му режиму не имеют и поэтому в дальнейшем не упомина-
ются.
По механизму коррозионного процесса выделяют хими-
ческую и электрохимическую коррозию. Последняя сопро-
вождается возникновением электрического тока.
25
По условиям протекания коррозионного процесса разли-
чают атмосферную коррозию, протекающую под действием
атмосферных, а также влажных газов, газовую, обуслов-
ленную взаимодействием металла с различными газами —
кислородом, хлором и т. д. — при высоких температурах,
коррозию в электролитах, в большинстве случаев протека-
ющую в водных растворах и в зависимости от их состава
подразделяющуюся на кислотную, щелочную и солевую.
При контакте металлов, имеющих разные стационарные
потенциалы в данном электролите, возникает контактная
коррозия, а при одновременном воздействии коррозионной
среды и постоянных или переменных механических напря-
жений — коррозия под напряжением. Понижение предела
усталости металла, возникающее при одновременном воз-
действии переменных растягивающих напряжений и корро-
зионной среды, называют коррозионной усталостью. Кроме
того, различают еще коррозионное растрескивание металла,
возникающее при одновременном воздействии коррозион-
ной среды и внешних или внутренних механических растя-
гивающих напряжений. Этот вид разрушений характеризу-
ется образованием транскристаллитных или межкристал-
литных трещин. Под влиянием жизнедеятельности микро-
организмов возникает также биокоррозия. Разрушение
металла от коррозии при одновременном ударном действии
внешней среды называют кавитационной эрозией. Без уча-
стия коррозионного воздействия среды эрозия протекает
как процесс только механического износа металла. Многие
из перечисленных условий возникновения и развития кор-
розионных процессов встречаются и в пароводяных трак-
тах ТЭС.
Теплоэнергетическое оборудование выполняют из различных конст-
рукционных материалов. Участки основного и теплофикационного цик-
лов, а также системы охлаждения различаются не только конструкцион-
ными материалами, но и температурой, давлением и составом примесей
пара и воды. Вместе с тем каждый из участков характеризуется доволь-
но устойчивыми параметрами и качеством рабочей среды. Соответствен-
но этим обстоятельствам при всем разнообразии видов коррозии на от-
дельных участках пароводяного тракта преобладают те или иные виды
коррозии. Меры борьбы, естественно, направляются в первую очередь
против преобладающего вида коррозии. Часто решающим фактором
при выборе конструкционного материала для того или иного участка
пароводяного тракта ТЭС является коррозионная стойкость металла
в данной рабочей среде.
26
3.2. ХИМИЧЕСКАЯ КОРРОЗИЯ
С позиций организации водного режима ТЭС наиболь-
шее значение имеет химическая коррозия металлов с обра-
зованием кислородных соединений.\Для железа, меди, алю-
миния, хрома, никеля и других технически важных метал-
лов в воздушной среде (в атмосфере) металлическое
состояние является термодинамически неустойчивым. За
исключением золота, платины, иридия, серебра и палладия,
lice металлы в присутствии кислорода подвергаются окис-
лению, покрываясь^окисноп пленкой. Ее свойства оказыва-
ют решающее влияние на развитие химической коррозии.
Очень важно, будет первичный слой продуктов коррозии
сплошным или пористым. Для того чтобы образующиеся
окислы могли закрыть всю окисляющуюся поверхность, не-
обходимо, чтобы объем получившихся окислов был больше
объема окислившегося металла (У0К>Уме).- Соотношение
объемов окисла и исходного металла для некоторых из них
приведено в табл. 1.1.
Таблица 1.1. Соотношение объемов окисла и исходного металла
Ме- талл Окисел %k:E\4o Ме- талл Окисел Kqk'^Ме Ме- талл Окисел Гок: ГМе
К К2О 0,45 А1 А12О3 1,28 Си Си2О 1,64
Na Na2O 0,55 Zn ZnO 1,55 Сг Сг2О3 2,07
Mg MgO 0,81 Ni NiO 1,65 Fe Fe2O3 2,14
Когда первичныйt слой окислов образует сплошную
пленку, последняя тормозит дальнейшее окисление метал-
ла, так как через нее должны теперь диффундировать реа-
гирующие вещества. Когда окисная пленка получается по-
ристой, она слабо препятствует контакту реагирующих
веществ, и коррозия продолжается. Для щелочных и ще-
лочно-земельных металлов, которые образуют пористые
пленки окислов в связи с тем, что у них УокСУме (табл.
1.1), характерны большие скорости окисления. Металлы
с плотными сплошными окисными пленками (УОк>Уме)
оказываются значительно более устойчивыми к окислению.
По мере протекания процесса толщина окисной пленки уве-
личивается. При этом, если атомы металла быстрее диф-
фундируют сквозь пленку, чем атомы кислорода, зона роста
пленки находится на ее внешней поверхности. Если же
27
сквозь пленку быстрее диффундируют атомы кислорода; то
зона роста пленки находится на границе между пленкой и
металлом. При соизмеримости скоростей диффузии атомов
металла и атомов кислорода зона роста находится внутри
самой пленки. Для большинства металлов скорость диффу-
зии их атомов превышает скорость диффузии кислорода.
Например, при окислении меди пленка закиси меди растет
на внешней поверхности. Зона роста окислов железа в раз-
личных условиях окисления железа находится либо на
внешней поверхности, либо внутри окисной пленки.
Помимо сплошности первоначально образующегося слоя
окислов на защитные свойства окисных пленок оказывают
влияние и другие факторы. Большое значение имеет соот-
ветствие между кристаллическими структурами образую-
щихся окислов и металла. Чем больше различия между
этими структурами, тем большие напряжения возникают в
соприкасающихся кристаллических решетках металла и
окисла. Накопление в растущей пленке остаточных вну-
тренних напряжений приводит к механическому ее разру-
шению (вспучиванию, отслаиванию, растрескиванию)’.
Когда объем окислов намного больше объема окислившего-
ся металла (К^>Кме), в окисной пленке возникают на-
пряжения сжатия. У вольфрама, имеющего соотношение
Кок: УМе=3,35, условие получения сплошной пленки окис-
лов выполняется. Однако большая разница в объемах окис-
ла WO3 и металла обусловливает возникновение значитель-
ных внутренних напряжений. В результате окисная пленка
на вольфраме получается очень хрупкой, со слабыми за-
щитными свойствами. Предпосылкой высоких защитных
свойств пленки является малая электропроводность образу-
ющихся окислов. Большая стойкость алюминия к окисле-
нию кислородом объясняется низким значением электро-
проводности А12Оз, которая при 1000°C равна 10~7 Ом^Х
Хсм"1. При относительно высокой электропроводности окис-
лов возможно образование пленок с хорошими защитными
свойствами в связи с решающим влиянием других факторов.
Например, удельная электропроводность Сг2О3 больше,
чем у NiO, почти в 10 раз, в то же время защитные свойст-
ва у окислов хрома выше, чем у окислов никеля.
В зависимости от условий при окислении чистого желе-
за кислородом получается закись FeO, окись Fe2O3 или
магнетит FesCL согласно реакциям
2Fe
O2-^2FeO;
(1.1)
28
3Fe + 2O2^Fe3O4; (1.2)
4Fe + 3O2^2Fe2O3. (1.3)
При 800—1000 °C в окислительной среде на железе про-
исходит образование всех трех видов окислов. В слое обра-
зовавшихся окислов (окалины) непосредственно у поверх-
ности металла находится окисел с наименьшим содержани-
ем кислорода FeO, у наружной поверхности находится
высший окисел железа Fe2O3, между ними — окисел jпро-
межуточного состава Fe3O4. Закись железа FeO называет-
ся вюститом. Этот окисел устойчив при температурах выше
570—575 °C. При медленном охлаждении высокотемпера-
турной окалины вюстит распадается по уравнению
4FeO->Fe + Fe3O4. * . (К4)
Присутствие FeO в окалине при температурах менее
570 °C объясняется его свойством находиться в метастабиль-
пом (переохлажденном) состоянии. Закись-окись железа
Fe3O4, называемая магнетитом, и окись железа oc-Fe203, на-
зываемая гематитом, существуют в широком диапазоне
температур — от комнатной до 1100 °C.
При нагревании на воздухе до 200 °C железо окисляется
с образованием Fe3O4. Пленка магнетита обладает хороши-
ми защитными свойствами, в связи с чем процесс окисления
в указанных условиях быстро прекращается. Нагревание
железа на воздухе до 250—275 °C сопровождается превра-
щением магнетита во внешних слоях в a-Fe2O3 и постепен-
ным утолщением окисной пленки. .
Установлено, что вюстит FeO при газовой коррозии об-
ладает меньшим защитным действием, чем Fe3O4 и Fe2O3;
строение решетки вюстита в меньшей степени препятствует
диффузии атомов. Наиболее плотной упаковкой, т. е. мень-
шими расстояниями между узлами решетки из простых
окислов железа, обладают Fe3O4 и у-Ре2О3. Оба эти окисла
имеют одинаковую кристаллическую решетку кубической
системы. Различие в строении решеток этих окислов со-
стоит в том, что в магнетите чередуются атомы двух- и трех-
валентного железа, а в y-Fe2O3 находятся только атомы
трехвалентного железа. Структура решетки a-Fe2O3 ром-
боэдрическая.
Когда окисляется двух- или многокомпонентный сплав,
на его поверхности появляется пленка, состоящая из не-
скольких окислов. При этом возможно образование слож-
ных окислов двух типов: 1) в виде твердого раствора одно-
29
го окисла в другом без соблюдения определенного соотно-
шения компонентов; 2) сложного окисла типа химического,
соединения с определенными соотношениями окислов обо-
их металлов. Сложными окислами первого типа являются
FeO—NiO, Fe2O3—Сг2О3. Окислами типа химических сое-
динений для сплавов на основе железа являются вещества
состава MeO-Fe2O3 или FeO-Me2O3. К ним относится и
магнетит FeO-Fe2O3; в окислах, построенных по этому ти-
пу, либо FeO заменен другим окислом — ZnO, МпО и т. ц.,
либо Fe2O3 заменен иным, например А12О3, Сг2О3идр. Все
окислы подобного вида имеют аналогичную кристаллогра-
фическую решетку кубической системы, так называемую
шпинельную1.
Основным компонентом, который применяется для
жаростойкого легирования железных сплавов, является
хром. Окисление хромистых сталей протекает с образова-
нием на поверхности металла шпинели состава FeO‘Cr2O3;
внешний слой окислов имеет состав a-(Fe, Сг)2О3. Шпинель
FeO* Cr2O3 обладает .высокими защитными свойствами, пре-
восходящими таковые для магнетита.
Толщина защитных пленок меняется в широких преде-
лах. Тонкие пленки имеют толщину от мономолекулярной
до 0,04 мкм; они невидимы. Пленки средней толщины (от
0,04 до 0,5 мкм), если они прозрачны, обнаруживают себя
как цвета побежалости. Пленки, имеющие толщину свыше
0,5 мкм, видимы невооруженным глазом.
Химическая коррозия железа может протекать не толь-
ко в окислительной среде. При высоких температурах в от-
сутствие кислорода железо окисляется чистой водой и во-
дяным паром. При этом последовательно протекают реак-
ции (1.5) и(1. 6):
3Fe + 6Н2О = 3Fe(OH)2 + ЗН2; (1.5)
3Fe (ОН)2 - Fe3O4 + 2Н2О + Н2. (1.6)
Суммарно процесс описывается уравнением
3Fe + 4Н2О - Fe3O4 + 4Н2. (1.7)
После образования первичной пленки окислов процесс за-
медляется, так как с увеличением толщины слоя магнетита
затрудняется диффузия ион-атомов железа от металла к
коррозионной среде.
1 Шпинели -— название группы минералов, объединяемых общей
формулой МеО*Ме2О3. Благородная шпинель — MgO-Al2O3.
30
1.3. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ КОРРОЗИЯ
Электрохимическая коррозия металла отличается от хи-
мической механизмом протекания. Основное различие со-
• ।опт в том, что при электрохимической коррозии можно вы-
делить два самостоятельных процесса — анодный и катод-
ный. Анодный процесс — это переход металла в раствор в
и и де гидратированных ионов. Катодный процесс — это уда-
ление из металла с помощью какого-либо деполяризатора
>лсктронов, появившихся в избытке в результате анодного
процесса. Деполяризаторами могут быть молекулы, атомы
пли ионы, способные принимать электроны, т.е. восстанав-
ливаться. Поскольку металлы обладают электронной про-
водимостью, а растворы—ионной проводимостью, ‘анодный
н катодный процессы могут протекать на отстоящих друг от
друга участках поверхности, омываемой раствором. Прост-
ранственное разделение анодной и катодной реакции типич-
но для большинства случаев электрохимической коррозии.
Металл, находящийся в растворе, стремится посылать
в него свои ионы, подвергающиеся при этом гидратации.
Взаимодействие металла с электролитом обусловливает по-
явление электрохимического потенциала, который называют
также электродным потенциалом. Когда стремление метал-
ла, погруженного в раствор, посылать свои ионы полностью
уравновешивается электродным потенциалом, такой потен-
циал называют равновесным.
Зависимость равновесных потенциалов от активности собственных
понов металла в растворе выражается уравнением Нернста:
Е “ Eq + д- in
nF
(1.8)
где Е — потенциал металла при активности собственных ионов металла
в растворе, равной a ; Ео — стандартный потенциал данного ме-
талла; F — константа Фарадея: F=96 500 кулонов; п — валентность
ионов металла в данной электродной реакции; R— г&зовая постоянная:
/^ — 8,31 Дж/°С.
Стандартным или нормальным равновесным потенциалом металла
называют потенциал при активности ионов данного металла в растворе,
равной 1 г-ион/л. В табл. 1.2 приведены стандартные потенциалы неко-
торых металлов при 25 °C, рассчитанные из термодинамических данных.
Значения стандартных электродных потенциалов являются относитель-
ными. Их определяют по сравнению с нормальным электродным потен-
циалом водорода (см. ниже), который условно принят равным нулю.
31
Таблица 1.2. Стандартные электродные потенциалы металлов
для электродных реакций Me—
Электрод Ео, В Электрод Ео> В Электрод Ео, В ,
Na/Na+
A1/AFH-
Ti/TPH"
Сг/Сг2+
Zn/Zn2+
Сг/Сг3+
—2,71
—1,66
—1,21
—0,913
—0,762
—0,74
Fe/Fe2+
Со/Со2+
Ni/Ni2+
Мо/Мо2+
РЬ/РЬН-
Fe/FeH-
—0,440
—0,277
—0,250
—0,2
—0,126
—0,036
Н2/Н+
Cu/Cu2+
Cu/Cu+
Ag/Ag-J-
Pt/Pt2+
Au/Au+
0,000
+0,337
+0,521
+0,799
+ 1,19
+ 1,68
Рассчитанные по уравнению (1.8) и практически измеренные при
разных значениях активностей равновесные электродные потенциалы
для таких металлов, как цинк, медь, ртуть и серебро, совпадают между
собой. Отсюда следует, что для этих металлов действительно устанавли-
вается равновесие с собственными ионами в растворе, и равновесные
потенциалы этих металлов, определяющиеся переходом ионов металла в
раствор и обратным их выделением на металле (процесс Меч=^Меп{ +
4-ие~), являются обратимыми. В случаях, когда раствор содержит
ионы, образующие с ионами металла труднорастворимые соединения, ак-
тивность ионов металла в насыщенном растворе будет находиться в
обратной зависимости от активности анионов труднорастворимого сое-
динения. Уравнение (1.8) для этого случая может быть записано следу-
ющим образом:
где ПР
МеАп
Е = Е0 +
ПР
Me Ап
аАп“
•—произведение растворимости; а
(1-9) \
л „—активность анионов
Ап
труднорастворимого соединения в растворе.
Из уравнения (1.9) видно, что в таких случаях равновесный потен-
циал металла зависит от активности анионов в растворе, т. е. является
обратимым по отношению к аниону труднорастворимого соединения.
Многие металлы, погруженные в растворы, содержащие
собственные ионы, не дают равновесных потенциалов. Ча-
сто причиной этого служит установление на металле рав-
новесного потенциала какого-либо другого процесса, кото-
рый протекает одновременно с реакцией Me->Men++ne’~.
Так, в окислительно-восстановительной среде при опреде-
ленных условиях на металле может установиться окисли-
тельно-восстановительный потенциал среды. Действитель-
но, когда в растворе есть какой-либо окислитель ох и его
32
восстановленная форма red, то может идти окислительно-
восстановительный процесс, описываемый уравнением
ох + е ^-red. (1.10)
Окислитель, отнимая электроны у электрода, смещает
сто потенциал в положительную сторону. Восстановитель,
отдавая электроны электроду, смещает его потенциал в от-
рицательную сторону. Если передача зарядов осуществля-
ется только по уравнению (1.10), то при равенстве скоро-
стей прямой и обратной реакций на металле устанавлива-
ется равновесный окислительно-восстановительный потен-
циал.
Потенциал равновесного окислительного процесса за-
висит от соотношения в растворе активностей окислителя
аох и его восстановленной формы ared и рассчитывается по
формуле
где Е'— окислительно-восстановительный потенциал при
данных активностях окислителя аох и восстановителя агеа',
/?д —окислительно-восстановительный потенциал при ак-
тивностях окислителя и восстановителя, равных единице;
п— валентность окислителя в данной реакции; р, q — чис-
ло молекул окислителя и восстановителя, участвующих в
данной реакции.
Если окислителем или восстановителем является газо-
образное вещество, то устанавливающийся окислительно-
восстановительный потенциал называют потенциалом газо-
вого электрода. Примером обратимого газового электрода
является водородный, на котором протекает реакция (1.12)
в зависимости от условий в ту или другую сторону:
где Н+-— окислитель; Н2— восстановитель.
Равновесный водородный электрод при активности ионов
водорода в растворе, равной 1 г-ион/л (pH —0), и парци-
альном давлении водорода, равном 0,098 МПа, принят за
эталон, по отношению к которому определяют значения
всех других стандартных электродных потенциалов. Нор-
мальный водородный электрод показан на рис. 1.3, а; на
рис. 1.3,6 показано, как составляется цепь из водородного
и другого электрода при измерении относительных элек-
тродных потенциалов.
3—905 33
Рис. 1.3. Нормальный водородный электрод:
л — нормальный водородный электрод; б — нормальный водородный электрод в
соединении с -металлическим электродом
Металл Электролит
Рис. 1.4. Принципиальная схема ра-
боты коррозионного элемента
Для технических металлов
характерна электрохимичес-
кая неоднородность (гетеро-
генность) поверхности, т. е. раз-
личие значений электрохимических потенциалов на ней.
Причин, вызывающих такую неоднородность металличес-
кой поверхности, много. Они могут быть связаны с неодно-
родностью металлической и жидкой фаз, а также с разли-
чиями физических условий. К основным факторам неодно-
родности металлической фазы относятся различные метал-
лические и неметаллические включения, наличие границ у
зерен кристаллитов, неодинаковый их химический состав,
неоднородность защитной пленки, например различная ее
сплошность, наличие микропор, неодинаковые по значению
внутренние напряжения. К основным факторам неоднород-
ности жидкой фазы относятся различия.в концентрации как
собственных ионов металлов, так и других веществ — ней-
тральных солей, окислителей, ионов водорода (pH). Разные
температуры у отдельных участков поверхности металла,
различные электромагнитные и электрические поля от ка-
ких-либо внешних источников также являются факторами
физических неоднородностей.
При контакте технического металла с раствором элек-
тролита неоднородная в электрохимическом отношении по-
верхность металла начинает функционировать как много-,
электродный микрогальванический элемент. На рис. 1.4
представлена принципиальная схема работы коррозионного
элемента. Основные ступени его работы складываются из
аводного и катодного процессов и перетекания электриче-
ства. На анодных участках поверхности ионы металла пе-
реходят в раствор и гидратируются:
пН2О
е ч— [е Ме+] Ме+ • п Н2О. (1.13)
Накопление электронов в металле у анода смещает его
потенциал в отрицательную сторону, в результате чего тор-
мозится переход положительно заряженных ионов Металла
it раствор. Если бы, кроме анодного процесса, никаких дру-
гих процессов в системе не происходило, то анодный процесс
через некоторое время должен был бы прекратиться. На
катодных участках электроны из металла переходят к со-
держащемуся в растворе деполяризатору D, способному
принять электрон:
е~ + D-^[De~], (1.14)
В различных случаях коррозии катодные реакции вос-
становления могут быть различными. Особое практическое
значение имеют катодные реакции (1.15), (1.16) восстано-
вления иона водорода в газообразный водород — так на-
зываемая водородная деполяризация, а также катодная ре-
акция восстановления кислорода (1.17) с превращением его
в гидроксильный ион — кислородная деполяризация:
Н+4-е~->Н; (1.15)
Н+ + Н+->Н2; (1.16)
О2 + 2Н2О + 4е~ ->4О1Г. (1.17)
В металле свободные электроны от анода перемещают-
ся к катоду. Движение тока вне металла обеспечивается
ионами электролита. Схематически совершающиеся при
этом процессы показаны на рис. 1.4. Постепенно у анодных
участков накапливаются катионы, у катодных увеличива-
ется концентрация гидроксила. Повышение pH раствора у
катода при водородной деполяризации происходит вследст-
вие разряда ионов водорода, а при кислородной деполяри-
зации— вследствие непосредственного образования ионов
з*
35
гидроксила по реакции (1.17). Если первоначально среда
была кислой, то постепенно у катода она становится менее;
кислой; первоначально нейтральная среда становится у ка- \
тода щелочной. При этом разрушение металла происходит
на анодных участках. Катодные участки, где идет процесс i
деполяризации, потерь металла не имеют. Диффундируя
в растворе, ионы металла и гидроксила образуют гидрооки- ?
си; возникает твердая фаза продуктов коррозионного про- I
цесса. Когда катод непосредственно соприкасается с -ано-J
дом, осадок образуется у металлической поверхности в по-1
граничной зоне анодного и катодного участков. Если катод ;
отстоит от анода, твердая фаза выделяется в объеме раст- ;
вора там, где диффундирующие ионы металла встречаются J
с ионами гидроксила. Осаждаясь на металле, частицы гид-
роокиси могут создавать более или менее плотную пленку,
защитные свойства которой, однако, существенно ниже, чем
у окисных пленок, образующихся при химической коррозии.
Особенностью коррозионных микроэлементов является ;
то, что их электроды — анод и катод, являющиеся отдель-:-
нымй участками металла, соединены между собой. Так как
электронная проводимость металлов велика, сила тока в '
возникшей электрической цепи будет ограничиваться уело- J
виями перехода зарядов в раствор и ионной его проводи-;
мостью. Когда на аноде скорость перехода ионов металла в
раствор отстает от скорости отвода электронов к катоду,
то следствием этого будет смещение потенциалов анода в j
положительную сторону. Когда на катоде скорость притока <
электронов больше скорости их отвода с помощью деполя-
ризатора, то на катоде будет скапливаться избыток отри-
цательных зарядов и его потенциал будет смещен в отрица-
тельную сторону. Эти смещения потенциалов электродов
называются поляризацией электродов, катодной и анодной.
Если бы не было поляризации, то разность потенциалов
между электродами короткозамкнутых коррозионных мик-
роэлементов достигала бы максимальных значений, возни-
кал бы максимальный коррозионный ток и электрохимичес*
кая коррозия протекала бы с большей скоростью. Явление
поляризации приводит к уменьшению разности потенциалов
между электродами, соответственно уменьшаются коррози-
онные токи, а следовательно, и скорость электрохимической
коррозии. На рис. 1.5 схематически показано изменение по- ’
тенциалов электродов микрогальванического коррозионного ;
элемента в результате поляризации. Отрицательные зна-J
чения потенциала увеличиваются по оси ординат в напра->
36 '
влении. снизу вверх. Смещение потенциала анода к более
положительному, а следовательно, менее отрицательному
значению при указанной шкале отсчета дает сдвиг по ор-
динате вниз. Смещение потенциала катода к более отрица-
тельному значению дает сдвиг по ординате вверх. На рис.
1.5 изображен случай, когда поляризация катода сущест-
венно больше поляризации анода.
Причины поляризации разнообразны. Различают хими-
ческую поляризацию, под которой понимают торможение
электродного процесса в
связи с затруднением самой
электродной реакции. Это
может быть задержка пере-
хода ионов металла в раст-
вор с образованием гидра-
тированного иона на аноде
(перенапряжение иониза-
ции металла), затруднение
протекания реакции соеди-
нения деполяризатора с
электроном (перенапряже-
ние реакции катодной депо-
ляризации) . Вследствие
ухудшения диффузии воз-
никает концентрационная
поляризация. При этом тор-
мозятся такие процессы, как
отвод иона металла от по-
верхности анода, подвод де-
поляризатора к катоду, от-
вод продуктов восстановле-
~Е А Начальный
потенциал
анода
о
л
F0
pf
Поляризация
анода
Время
и
К
Начальный потен-
циал катода
И
Рис. 1.5. Изменение потенциалов
электродов при их поляризации
«11
ния деполяризатора от по-
верхности катода. Концент-
рационная поляризация анодных участков в связи с малой
растворимостью продуктов коррозии в нейтральных средах
не бывает значительной. Образующиеся защитные пленки
могут быть причиной анодной поляризации; в свою очередь
анодная поляризация при определенных условиях может
облегчать образование защитных пленок.
Реальная скорость коррозионного процесса зависит от
суммарного торможения процесса на каждой из отдельных
стадий, слагающих замкнутый цикл коррозионного элемен-
та. Если коррозионный процесс может протекать несколь-
кими путями, то общая скорость процесса будет опреде-
37
литься тем из них, который имеет меньшее торможение.
При изучении характера коррозионного процесса устанав-
ливают возможные пути его осуществления и сравнивают
значения торможения каждой из последовательных стадий.
Наиболее глубоко и всесторонне исследована катодная реакция с
выделением водорода (водородная деполяризация). Установлено, что
общая реакция (1.18) разряда ионов водорода на катоде в кислых сре-
дах идет последовательно связанными ступенями. Первая ступень —
диффузия гидратированных ионов водорода к катоду. Вторая — разряд
гидратированных ионов водорода с образованием адсорбированных
атомов водорода (Н++е~->-Надс). Третья ступень — образование из ад-
сорбированных атомов водорода молекул водорода (2Haac-~>H2). Чет-
вертая— диффузия молекул водорода от катода или образование и от-
рыв пузырьков газообразного водорода:
2Н+ + 2е~~ Н2 * (1 .18)
При совсем малой концентрации ионов водорода в щелочных средах
первой ступенью процесса является диффузия к катоду молекул воды,
а затем их ионизация (Н2О+е~->Надс-1-ОН~). Третья и четвертая ступе-
ни соответственно те же, что и в кислой среде. Большая подвижность
ионов водорода, высокая концентрация деполяризатора, т. е. ионов Н+
в кислой среде и молекул Н2О в щелочной, возможность удаления водо-
рода в виде пузырьков, создающих при отрыве дополнительное переме-
шивание раствора,—все это уменьшает концентрационную поляризацию
катода в процессе водородной деполяризации. Для большинства метал-
лов ступенью, которая тормозит общий процесс водородной деполяри-
зации, является разряд ионов Н+ с образованием атомарного водорода.
Процесс кислородной деполяризации изучен не так полно; его под-
разделяют на две основные ступени: транспортирование молекул кисло-
рода к катоду и протекание общей реакции катодного процесса (1.17).
Из-за малой скорости диффузии нейтральных молекул растворенного
кислорода и относительно небольшой его концентрации, а также отсут-
ствия дополнительного перемешивания у катода, поскольку нет выделе-
ния газообразных продуктов, концентрационная поляризация может
приобрести при кислородной деполяризации решающее значение. В от-
дельных случаях при интенсивном перемешивании, высокой концентра-
ции кислорода и малой толщине пленки электролита тормозить процесс
кислородной деполяризации может протекание собственно катодной
реакции, т. е. перенапряжение ионизации кислорода.
В практических целях для замедления коррозии, когда
она может протекать различными путями, стремятся воз-
действовать на тот параллельный путь, который имеет ми-
нимальное торможение, а из этапов этого пути стараются
увеличить торможение того, который заторможен сильнее
38
других. На скорость электрохимической коррозии оказыва-
ют влияние многие факторы. Их подразделяют на внутрен-
ние и внешние; основные факторы рассматриваются в § 1.4.
1.4. ВНУТРЕННИЕ И ВНЕШНИЕ ФАКТОРЫ
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ
К внутренним факторам коррозии относятся свойства
металла, такие, как термодинамическая устойчивость,
структура сплава, термическая и механическая обработка,
имеющиеся в металле напряжения.
К внешним факторам коррозии относятся природа и со-
став электролита, температура раствора, значение pH, ско-
рость движения среды и ее механическое воздействие на
металл.
Термодинамическая устойчивость металла приближен-
но оценивается значением нормального равновесного по-
тенциала. Электрохимическая коррозия может протекать
тогда, когда существует начальная разность потенциалов
катодного и анодного процессов, т. е. когда анод имеет бо-
лее отрицательный потенциал по сравнению с катодом. Гра-
ницы термодинамической вероятности коррозионного про-
цесса для каждого конкретного случая можно определить,
рассчитывая начальные потенциалы катода и анода для
данных условий. Результаты таких расчетов, представлен-
ные графически, получили наименование диаграмм Пурбэ.
Наличие начальной разности потенциалов между катодом
и анодом указывает на теоретическую возможность проте-
кания коррозионного процесса. Однако реально устанавли-
вающаяся скорость коррозии будет определяться в большей
мере скоростями катодного и анодного процессов, чем на-
чальными значениями электродных потенциалов.
Все применяемые в технике металлы являются сплава-
ми. В однофазных сплавах отдельные компоненты образу-
ют твердые растворы. Если при этом один из компонентов
по отношению к данной среде является вполне устойчивым,
а другой, наоборот, малоустойчивым, то коррозия сплава в
сильной степени зависит от его состава При определенном
соотношении компонентов в сплаве после перехода в раствор
атомов малоустойчивого компонента начавшаяся кор-
розия прекращается. Это происходит благодаря образова-
нию поверхностного барьера из атомов устойчивого компо-
нента, который устраняет доступ среды к внутренним хими-
чески нестойким узлам кристаллической решетки второго
39
компонента. Когда в составе сплава содержание устойчи-
вого компонента невелико, расстояния в кристаллической
решетке между атомами устойчивого компонента получают-
ся достаточными для проникновения активного реагента.
При этом состояние устойчивости не достигается, и сплав
продолжает корродировать. Схематически процесс измене-
ния поверхности сплава с обогащением вполне устойчивым
компонентом и достижением границы устойчивости предста-
влен на рис. 1.6.
В многофазных сплавах, которые имеют неоднородную
структуру, последняя оказывает существенное влияние на
его химическую устойчивость. Когда в структуре сплава
есть составляющие, которые в контакте с данной средой бу-
дут являться катодом и анодом, то на характер коррозии
будет влиять количественное соотношение этих составля-
ющих. Если структурная составляющая сплава, выполня-
ющая роль катода, будет находиться в сплаве в виде
«включения» (рис. 1.7,а), а основной компонент будет
анодом, растворяющимся в среде, то структурная неодно-
родность металла будет способствовать коррозии. На по-
верхности такого сплава в процессе его коррозии будут ос-
таваться неразрушенными структурные включения, выпол-
нявшие роль катода. Если основной структурный компонент
сплава будет катодом, а «включения» будут анодами, то,
после того как растворятся анодные участки (рис. 1,7,6)
и поверхностный слой станет однородным, структура спла-
ва перестанет оказывать влияние на его коррозию. ,
Напряжения, возникающие под действием внешней на-
грузки и распространяющиеся на большие объемы металла,
так же как и внутренние напряжения, оказывают сущест-
венное влияние на его электрохимическую устойчивость.
Упругие напряжения, сообщая металлу добавочную энер-
гию, понижают его термодинамическую устойчивость. Рас-
тягивающие напряжения приводят к образованию более
рыхлых защитных пленок. Когда растягивающие напряже-
ния накладываются уже после того, как защитная пленка
образовалась, возможно ее разрушение из-за неодинаковой
пластичности; пластичность окислов обычно меньше, чем у
металла. Трещины в окисной пленке могут послужить даль-
нейшему развитию коррозии под напряжением при одновре-
менном воздействии коррозионной среды и растягивающих
напряжений.
Вследствие неоднородности механических свойств раз-
лично ориентированных кристаллов, их границ и в ключе-
40
Рис. 1.7. Структурная электрохи-
мическая неоднородность корроди-
рующего сплава:
а — включение — катод /С, основной
компонент сплава — анод Д; б — вклю-
чение— анод А, основной компонент —
катод К
Рис. 1.6. Схема возникновения границы устойчивости однофазно-
го сплава: *
а — решетка сплава до коррозии; б — решетка сплава после коррозг/и
I-
ний, а также имеющихся на поверхности металла царапин,
рисок от обработки и других дефектов (концентраторы на-
пряжений) при наложении внешних нагрузок возникают
местные напряжения. Коррозионные микропоражения
структуры металла способствуют ослаблению прочности и
дальнейшей концентрации напряжений. Возрастание мест-
ных растягивающих напряжений в участках с ослабленной
прочностью приводит к появлению первичных коррозионно-
механических трещин. Дальнейшее их развитие зависит от
соотношения влияния коррозионного и механического фак-
торов. Когда преобладает коррозионное воздействие сре-
ды, первичные трещины развиваются примерно с одинако-
вой скоростью. Когда преобладает механический фактор,
одна из наиболее глубоких первичных трещин развивается
намного быстрее других.
Неоднозначно влияние температуры на скорость корро-
зионных процессов, каждый из которых представляет собой
совокупность различных химических, физико-химических и
чисто физических процессов. Скорости отдельных ступеней
изменяются с температурой в неодинаковой степени. Когда
интенсивность коррозии определяется скоростями элек-
тродных или электрохимических реакций либо скоростью
диффузии, общая коррозия ускоряется с .ростом температу-
ры по логарифмическому закону (рис. 1.8) .
В случаях, когда отдельные участки поверхности метал-
ла имеют разную температуру, возможно возникновение
термогальванических пар. При этом участки, с более высо-
кой температурой, как правило, становятся анодами, а
41
U 1U ZO 3U W bU b'U
Температура °C
Рис. 1.8. Влияние температуры на
скорость коррозии железа в рас-»
творах соляной кислоты:
1—6 — концентрации НС1 соответствен-
но 216, 210, 180, 150, 75, 25 г/л
° а) Q 5) РН
Рис. 1.9. Типы
мости скорости
среды
диаграмм зависи-
коррозии /< от pH
участки с меньшей температурой — катодами. Функциони-
рование термогальванических элементов ускоряет электро-
химическую коррозию.
Влияние на интенсивность коррозии скорости движения
коррозионно-активной среды выражается сложными зави-
симостями, Характер их различен для разных условий слу-
жбы конструкционных материалов.
С температурой изменяется, , как известно, константа
ионизации воды (см. § В.З). От значения pH зависит ско-
рость многих коррозионных процессов. Увеличение концен-
трации ионов водорода, т. е. уменьшение pH, облегчает
процессы водородной и кислородной деполяризации (напри-
мер, кривые на рис, 1.8).
В катодных процессах, идущих без участия ионов Н+и
ОН“, например в реакции
значение pH на скорость катодного процесса непосредствен-
но не влияет. В случае протекания катодной реакции
Н2О3 + е“->2ОН~ (1.20)
повышение pH раствора должно тормозить деполяриза-
цию, а снижение pH — ее облегчать. На скорость анодного
процесса ионизации металла значение pH не влияет, так
42
как ионы Н+ и ОН~ в этом процессе непосредственно не
участвуют.
От pH зависит растворимость продуктов коррозии и,
следовательно, возможность образования защитных пленок,
состоящих из этих продуктов. Для металлов, окислы кото-
рых могут растворяться как в кислой, так и в щелочной
средах, существует зона pH, где скорость коррозии мини-
мальна (рис. 1,9,а). Так, минимальная скорость коррозии
для алюминия наблюдается при рН = 6,5, для свинца при
рН=8,0, для цинка при рН = 11,5. Для металлов, окислы
которых растворимы в кислотах, но совсем мало раствори-1
мы в щелочных средах, наблюдается снижение скорости кор-
розии с ростом pH (рис. 1,9, б). К таким металлам отно-
сятся медь, хром, никель, кобальт. Зависимость скорости
коррозии железа от pH при низких температурах Подобна
показанной на диаграмме рис. 1.9,6, а при высоких — на
диаграмме рис. 1.9, а. В области рН>13 при высоких тем-
пературах железо растворяется в NaOH с образованием^
феррита Na2Fe2O4 и гипоферрита натрия Na2FeO2. Изме--
нению pH соответствует изменение не только концентраций
ионов Н+ и ОНд но и других ионов, в частности аниона
кислоты и катиона основания. Так как среди них могут быть
ионы, оказывающие влияние на скорость коррозионных*
процессов, связывать изменение скорости коррозии только;
с изменением pH не всегда правильно. Необходимо учиты-
вать влияние на скорость коррозии всех компонентов раст-'
вора электролита. 1
Вещества, в присутствии которых скорость коррозии
увеличивается, называют ускорителями или стимуляторами'
коррозии. Вещества, в присутствии которых скорость кор-;
розии заметно уменьшается, называют замедлителями или:
ингибиторами коррозии. Механизм действия большинства
ингибиторов заключается в их адсорбции на поверхности
металла и торможении электродных процессов, поэтому раз-
личают катодные и анодные ингибиторы. Ингибиторы, изо-
лирующие поверхность металла от непосредственного кон-’
такта с коррозионным раствором, называют экранирую--
щими.
Анодными ускорителями являются ионы, разрушающие^
защитную пленку на анодных участках поверхности метал-’
ла, а также ионы-комплексообразователи. Механизм раз-1
рушающего действия на окисную пленку таких ионов, как’
С1~, Вг~ й I™ по современным представлениям состоит в'
том, что ионы галогенов адсорбируются на поверхности’
окисной пленки, а затем вытесняют из окисла ионы кисло-
рода. Образующееся в результате такой замены раствори-
мое галоидное соединение металла переходит в раствор, а
в пленке появляются поры.
В присутствии соответствующих комплексообразовате-
лей на анодных участках образуются комплексные ионы
металла. Уменьшение концентрации простых ионов метал-
ла у анода ведет к увеличению скорости анодного процесса.
В случаях, когда анодный процесс бывает заторможенным,
появление в растворе мощного комплексообразователя со-
провождается существенным увеличением скорости корро-
зии. Известно, например, что при одновременном присутст-
вии в растворе растворенного кислорода и аммиака послед-
ний является анодным ускорителем для меди и медных
сплавов, поскольку ионы меди связываются аммиаком в
медно-аммиачные комплексы. Даже такие коррозионно-
стойкие металлы, как серебро и золото, начинают раство-
ряться, если в растворе присутствуют цианиды CN~, явля-
ющиеся для Ag и Au активными комплексообразователями.
В кислых растворах, содержащих растворенный кисло-
род, катодными ускорителями являются ионы с переменной
валентностью. Механизм действия стимуляторов этого ти-
па состоит в том, что на катоде ион с высшей валентностью
принимает электроны, выполняя роль деполяризатора. Об-
разовавшийся при этом ион с пониженной валентностью
окисляется растворенным кислородом до высшей валентно-
сти. Участвуя в указанных реакциях, ионы металла с пере-
менной валентностью не уменьшают своей концентрации с
течением времени и по этой причине оказывают заметное
каталитическое влияние на скорость коррозии даже при от-
носительно небольших концентрациях.
К катодным ускорителям относятся окислители, выпол-
няющие роль деполяризаторов. Вместе с тем химическое
действие окислителей может сопровождаться образованием
защитных пленок на анодных участках металла и прекра-
щением или существенным замедлением коррозии. Окис-
лители могут действовать и как катодные ускорители, и как
анодные замедлители. Результирующее действие этого или
иного окислителя зависит от условий. Например, растворен-
ный кислород в большинстве случаев выступает в роли
сильного деполяризатора. Однако когда в растворе имеют-
ся достаточно высокие концентрации кислорода и отсутст-
вуют ионы галоидов, разрушающие защитную пленку, кис-
лород является анодным замедлителем.
44
К анодным ингибиторам вторичного действия принад-
лежат соединения, образующие с ионами растворяющегося
металла труднорастворимые продукты. При осаждении по-
следних на поверхности металла создаются кроющие плен-
ки. Поскольку кроющая пленка затрудняет диффузию ионов
в большей мере, чем электронов, в результате тормозится
главным образом анодный процесс. Такими ингибиторами
по отношению к черным металлам являются щелочные со-
единения (например, NaOH, NH4OH, Na2COs), процесс
взаимодействия с которыми приводит к выделению на кор-
родирующей поверхности гидратов окислов металлов. Для
железа ингибиторами такого типа могут быть также фосфа-
ты и силикаты щелочных металлов: в их присутствии • на
поверхности железа образуются кроющие пленки из фос-
фатов и силикатов железа. * f
Анодные ингибиторы, уменьшая общую коррозию ме-
талла, могут вызвать усиление местной коррозии. Действи-
тельно, в присутствии анодного ингибитора суммарная пло-
щадь анодов сокращается и, следовательно, уменьшается и
общая площадь корродирующего металла. При недостаточ-
но высокой концентрации ингибитора анодные участки’на
поверхности металла еще остаются. Отношение площади
катода к площади оставшихся анодов резко возрастает,
при этом растворение металла на анодах, а следовательно,
и глубина местных повреждений металла увеличиваются-
Действие катодных ингибиторов проявляется либо в
уменьшении скорости катодного процесса, либо в сокраще-
нии площади катодных участков. Катодными ингибитора-
ми являются вещества, реагируюище с растворенным кис-
лородом. В результате их взаимодействия с кислородом
концентрация последнего в растворе уменьшается и, сле-
довательно, уменьшается коррозия, протекающая с кисло-
родной деполяризацией. К таким катодным ингибиторам
относятся гидразин N2H4:
N,H4 + 0,->2Н20 + Na,
(1.21)
и сульфит натрия:
2Na2SO3 4- 02~>2Na2S04.
(1.22)
По отношению к железу ингибиторами, уменьшающими
площадь катода, являются вещества, которые на катоде в
условиях местного повышения концентрации гидроксиль-
45
ных ионов могут образовывать труднорастворимые соеди-
нения. Так, в жестких водах катодным ингибитором будет
бикарбонат кальция. Вблизи катодных участков бикарбо-
нат превращается в труднорастворимый карбонат кальция
СаСО3, образующий слой с заметными защитными свойст-
вами: Са(НСО3)2+2ЫаОН = СаСОз+На2СОз+2Н2О.
По сравнению с анодными катодные ингибиторы менее
эффективны. Как правило, они не полностью предотвраща-
ют коррозию, а лишь уменьшают ее. В отличие от анодных
ингибиторов недостаточно высокая концентрация катодно-
го ингибитора в растворе не вызывает усиления местной
коррозии. Катодные ингибиторы, связывающие растворен-
ный кислород, могут стать ускорителями коррозии в случае,
когда металл находится в пассивном состоянии. При этом
уменьшение в среде пассиватора — кислорода — может со
временем перевести металл в активное состояние.
В кислых средах хороший эффект торможения коррозии
железа дают органические ингибиторы. К ним относятся
декстрин, сульфированный животный клей, соединения,
содержащие в молекуле полярные группы, например ами-z
ны, альдегиды, гетероциклические соединения и др. Орга^
нические ингибиторы широко применяются при кислотных
промывках теплоэнергетического оборудования (см. § 3.2).
Летучими ингибиторами называют замедлители корро-
зии, которые благодаря своей летучести могут распростра-
няться по всему объему замкнутой системы и легко адсор-
бируются поверхностью металла. Такие летучие ингибито-
ры коррозии, как октадециламин, при адсорбции их моле-
кул на поверхности металла создают защитную пленку,
уменьшающую смачиваемость поверхности. При устране-
нии непосредственного контакта среды с металлом прекра-
щается коррозионный процесс.
1.5. ПАССИВНОСТЬ МЕТАЛЛОВ
Явление пассивности металлов впервые было установлено М. В. Ло-
моносовым в опыте действия азотной кислоты на железо (1738 г.).
Исследования последующих лет подтвердили, что скорость растворения
железа в азотной кислоте с ростом ее концентрации увеличивается не
монотонно. По мере возрастания концентрации HNO3 скорость корро-
зии железа сначала увеличивается, а затем резко снижается. Подобным
же образом изменяется скорость коррозии железа в растворах серной
кислоты. В растворах соляной кислоты характер зависимости иной: с
46
НС1,%
Рис. 1.10. Зависимость ско-
рости коррозии углеродис-
той стали от концентрации
.соляной кислоты при 25 °C
Рис. 1.11. Зависимость ско-
рости коррозии углеродис-
той стали от концентрации
азотной кислоты при 25 °C
H2SO4,%
Избыток
SO3 ,%
Рис. 1.12. Зависимость скорости коррозии углеродистой ста-
ли от концентрации серной кислоты при 20 °C
увеличением концентрации НС1 скорость коррозии железа только воз-
растает (рис. 1.10). На рис. LI 1 и 1.12 показаны зависимости скорости
коррозии железа в азотной и серной кислотах от их концентраций. По
достижении определенной концентрации кислоты скорость коррозии
железа резко убывает и при дальнейшем увеличении концентрации оста-
ется очень малой, металл делается устойчивым, или, как принято го-
ворить, становится пассивным.
С позиций современных представлений [1.3] под пассивностью по-
нимают состояние повышенной коррозионной устойчивости металла или
сплава, вызванное торможением анодного процесса. Существует несколь-
ко теорий, объясняющих возникновение пассивного состояния. Наиболее
обоснованными и развитыми являются пленочная и адсорбционная тео-
рии пассивности.
Пленочная теория связывает пассивное состояние металла с воз-
никновением на его поверхности защитной пленки, состоящей из про-
дуктов взаимодействия среды с металлом. Очень тонкая, обычно невиди-
мая невооруженным глазом защитная пленка чаще всего представляет
собой кислородное соединение металла.
В пассивном состоянии могут находиться железо, хром, никель, ко-
бальт, молибден, алюминий, ниобий, вольфрам, титан и другие металлы.
Металлы, которые легко пассивируются кислородом, называют самопро-
извольно пассивирующимися, или самопассивирующимися. К ним отно-
сятся хром, алюминий, титан. Эти металлы пассивируются на воздухе
и во многих растворах, содержащих растворенный кислород. При лю-
бом, например механическом, повреждении защитной ’ пленки у само-
пассивирующихся металлов происходит быстрое ее возобновление,
вследствие чего такие металлы имеют устойчивое пассивное состояние.
Путем легирования слабопассивирующегося металла сильнопассивиру^-
щимся компонентом можно получить сплав со свойствами самопасси-
вирующегося металла. При легировании хромом сталь приобретает
свойства хрома легко пассивироваться. Чем выше процент хрома, содер-
жащегося в стали в форме твердого раствора, тем легче сталь перехо-
дит в пассивное состояние. Коррозионно-стойкие стали с повышенным
содержанием хрома (более 10 %) получили название нержавеющих.
Коррозионная устойчивость нержавеющих сталей различных классов
определяется образованием на поверхности окисных пленок трехвалент-
ного хрома.
Несамопассивирующиеся металлы переходят в пассивное состояние
при благоприятных внешних условиях. Для каждого металла могут
быть подобраны условия, при которых он будет переходить в пассивное
состояние. Согласно пленочной теории состояние пассивности поддер-
живается динамическим равновесием между медленно протекающим
процессом химического растворения пленки под действием среды и
электрохимическим процессом ее возобновления. В зависимости от реак-
ции среды химический процесс растворения окисной пленки протекает
по реакциям:
в нейтральной среде )
МеО + Н2О -> Ме3+ + 2ОН-,
в кислой среде
МеО + 2НЧ- -> Ме2+ + Н2О;
в щелочной среде '
МеО + 2ОН“ (МеО2)2“ + Н2О.
(1.23)
48
Электрохимическое возобновление пленки происходит за счет корро-
зионного тока саморастворения, при этом в окислительных средах на
поверхности пленки осуществляется катодный процесс, а в самой плен-
ке— анодный. Когда в растворе присутствует растворенный кислород,
катодный процесс протекает по суммарной реакции
о 4-2е-+ Н2о2ОН-. (1-24)
В азотной кислоте катодным процессом является реакция
2Н+ + NO^+ 2ё~ -> NO^ + Н2О,
которая может быть записана и так: , л .25)
МОГ + Н„О + 2е~ -> N07 + 2ОН-.
О 1 2 1
Анодный процесс в пленке протекает по реакции * t
Me + 2ОН" МеО + Н2О + 2е~, (1.26)
которая осуществляется со значительным торможением, так как в
плотной окисной пленке встречная диффузия ионов металла затруднена.
Пассивное состояние металла может также возникнуть под влия-
нием электрического напряжения, приложенного извне (анодная поля-
ризация наложенным током). Потенциал, до которого должен быть
заполяризован пассивируемый металл, определяется по термодинамиче-
ским данным величиной, необходимой для протекания анодного процес-
са образования окисной пленки по реакции (1.26) или (1.27):
Me + Н2О МеО + 2Н+ + 2е~. (1.27)
Анодный процесс образования пленки протекает непосредственно в плен-
ке. Катодный процесс протекает на вспомогательном электроде, специ-
ально помещенном в электролит. Химические процессы постепенного
растворения окисной пленки при анодной поляризации внешним током
протекают так же, как и в случаях возникновения пассивности без
внешней поляризации (1.23). Схемы процессов, протекающих на поверх-
ности металла в состоянии пассивности, показаны на рис. 1.13.
Ряд факторов способствует нарушению пассивности или препятст-
вует ее возникновению. Сюда относятся повышение температуры, при-
сутствие в растворе восстановителей, например водорода и ионов, раз-
рушающих защитную окисную пленку, механические повреждения
пленки при трении, царапании и т. д. Железо, например, не пассивиру-
ется в растворах, содержащих высокие концентрации хлоридов, из-за
разрушающего действия ионов С1“ на окисные пленки.
На пассивность металла большое влияние оказывает не только
окислительно-восстановительный потенциал электролита, но также ин-
дивидуальные свойства аниона окислителя по отношению к данному ме-
4—905
49
Металл
Окисел
Коррозионная среда
(электролит)
К катоду
Металл
Коррозионная среда
Окисел (электролит)
Рис. 1.13. Схемы элементарных процессов при пассивном состоянии:
а —за счет тока саморастворения; б — при поляризации внешним током
таллу. В определенных условиях возможно образование на аноде не
окислов, а других труднорастворимых соединений, например хроматов
или сульфатов металла.
Согласно адсорбционной теории эффект пассивности вызывают мо-
номолекулярные слои кислорода, окислителя или других веществ. Для
объяснения защитного действия адсорбционных слоев предложено два
варианта: химический и электрохимический.
В химическом варианте принимается, что адсорбированный кисло-
род насыщает активные валентности поверхностных атомов металла,
образуя мономолекулярный слой окисла. Такой слой по сравнению с
окислом того же металла большей толщины является более химически
устойчивым.
По электрохимическому варианту возникновение пассивности связы-
вается с торможением анодного процесса растворения металла. Прини-
мается, что атомы кислорода при адсорбции на металле образуют ди-
поли в результате ионизации атома кислорода электроном металла.
Ионный скачок потенциала (рис. 1.14, а) заменяется адсорбционно-ион-
ным скачком (рис. 1.14,6). Общий электродный потенциал металла при
этом сдвигается к более положительным значениям. С увеличением ко-
личества атомов кислорода, адсорбированных поверхностью, уменьши-
50
Рис. 1.14. Схемы ионного скачка потен-
циала (а) и адсорбционно-ионного скач-
ка потенциала (б):
1 — электрон; 2 — адсорбированный кислород;
3 — жж металла в растворе
ется количество ионов металла, перехо-
дящих в раствор, т. е уменьшается его
растворение.
Сочетание пленочной и адсорбцион-
ной теорий пассивности позволяет най-
ти объяснение экспериментально наблю-
даемым проявлениям пассивности метал-
лов.
Экспериментальные исследования по-
казывают, что повышение устойчивости
железа и нержавеющих хромистых ста-
лей с увеличением окислительных
свойств растворов имеет свой предел.
В растворах очень сильных окислителей
опять наступает усиление коррозии. По-
добное нарушение пассивного состояния
металла в сильноокислительных средах
Me Раствор
получило название перепасси-
вации или транспассивации. По существующим представлениям пере-
пассивация нержавеющих сталей происходит в результате разрушения
защитных пленок в связи с превращением окислов трехвалентного хро-
ма в окислы шестивалентного хрома, хорошо растворимые в воде, кис-
лотах и щелочах.
ГЛАВА ВТОРАЯ
КОРРОЗИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ТЭС
И ЕЕ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ В УСЛОВИЯХ
НЕПРЕРЫВНОЙ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ
2.1. ГАЗОВАЯ КОРРОЗИЯ
f
/Химическую коррозию, протекающую в газовых средах
при высоких температурах, называют обычно газовой кор-
розией. В пароводяном цикле ТЭС газовой средой, не со-
держащей жидкой фазы, является перегретый пар. В теп-
лоэнергетике процесс газовой коррозии сталей в среде пе-
регретого водяного пара называют также пароводяной кор-
розией, подчеркивая протекание коррозии в газообразной
фазе не какого-либо, а именно водяного пара. Этим же
4*
51
термином пользуются для обозначения коррозии сталей в
воде или пароводяной смеси в условиях больших тепловых
нагрузок.
С перегретым паром при стационарной работе оборудо-
вания соприкасаются поверхности парового тракта ТЭС, к
Рис. 2.1. Кристаллические решетки окислов железа
которому относятся пароперегреватели котлов, главные па-
ропроводы, проточная часть1 турбин, а также трубопроводы
отборного пара. Поскольку качество пара, поступающего в
турбины, строго нормируется, присутствие посторонних
примесей в перегретом паре обычно ничтожно. Примесями
этими являются аммиак, углекислота, водород, соли нат-
рия, кремнекислота* 1 2. В перегретом паре высоких, сверхвы-
соких и сверхкритических параметров все эти вещества на-
ходятся в состоянии парового раствора,
г*
1 Проточная часть, омываемая влажным паром, а также влажные
отборы низких параметров сюда не относятся. — Прим. ред.
2 Сюда следует отнести также продукты термолиза органических
веществ, всегда содержащихся в больших или меньших количествах и
в питательной воде котлов, и в паре. — Прим. ред.
52
Газовая коррозия сталей в перегретом паре протекает
как химическая гетерогенная реакция окисления железа
водяным паром; ее продуктами являются газообразный во-
дород и закись-окись железа Fe3O4 (магнетит):
3Fe + 4H2O^Fe3O4 + Н2. (2.1)
На рис. 2.1 показана кристаллическая решетка магнетита. По срав-
нению с a-железом (рис. 1.1, а) решетка магнетита выглядит значи-
тельно сложнее. Окисел Fe3O4 черного цвета, ферромагнитен, устойчив
в широком диапазоне температур.
На скорость протекания реакции (2.1) существенное
влияние оказывают температура и состав металла. В ин-
тервале температур до 450 °C ско-
рость окисления паром углеродис-
тых сталей невелика; при возраста-
нии температуры свыше,450°C она
ускоряется (рис. 2.2).
? ’ При выборе сталей для паропе-
регревателей и трубопроводов пе-
регретого пара всегда учитывается
устойчивость металла к газовой кор-
розии, которую в практике называ-
ют жаростойкостью или окалино-
стойкостью. Эта характеристика не
однозначна показателю жаропроч-
Рис. 2.2. Влияние темпе-
ратуры на скорость па-
роводяной коррозии уг-
леродистой стали
до 250 °C углеродис-
поста, под которым понимают спо-
собность металла сохранять меха-
ническую прочность при повышен-
ных температурах. На ТЭС допус-
кается применять для трубопрово-
дов перегретого пара с температурой
тую сталь марки 10, при 250—450 °C — углеродистую сталь
марки 20, при 450—585 °C применяют более жаростойкие
хромомолибденовые стали перлитного класса: 12Х1МФ,
12Х2МФСР, 12Х2М.ФБ1 и др. Увеличение жаростойкости
в присутствии хрома объясняется изменением состава окис-
ной пленки на поверхности металла. Сложная пленка, со-
стоящая из окислов железа и хрома, обладает меньшей
проницаемостью и поэтому лучше защищает металл от
контакта со средой.
1В марках, легированных сталей буквы обозначают: X — хром,
М — молибден, Ф — ванадий, Н — никель, Т — титан, Р — бор, В — вольт
фрам, Б— ниобий, Ю —алюминий, С — кремний (если его больше,
чем обычно).
53
Обогреваемые трубы пароперегревателей подвергаются
газовой коррозии не только с внутренней, но и с внешней
стороны. Окисление внешних поверхностей труб паропере-
гревателей происходит под действием окислов серы, соеди-
нений ванадия (для котлов, работающих на сернистых ма-
зутах), кислорода, которые содержатся в топочных газах.
На выходе из пароперегревателя средняя температура пе-
регретого пара у большинства современных котлов соста-
вляет 540—585 °C. Из-за неравномерности распределения
тепловых нагрузок температура пара в отдельных змееви-
ках может повышаться до 600—620 °C, а температура стен-
ки — до 625—640 °C. В таких условиях наблюдается усиление
газовой коррозии труб пароперегревателей из легиро-
ванных сталей перлитного класса одновременно как с внут-
ренней, так и с внешней стороны. Когда толщина окисной
пленки возрастает, в ней увеличиваются внутренние напря>
жения, что в сочетании с термическими приводит к механи-
ческому разрушению окисной пленки. Отделившиеся от
стенки твердые частицы окалины или уносятся потоком пе-
регретого пара, или постепенно забивают трубу, а оголен-
ная поверхность металла снова окисляется с образованием
новой пленки.
Из практики известны случаи разрыва труб пароперегревателей из-,
за утонения стенок в местах повышенного окалинообразования, а также
случаи эрозионного износа лопаток турбин в связи с уносом частиц ока-
лины паром. По данным Уральского отделения ВТИ [1.1, 1.2] эрозион-
ный износ лопаток обнаруживался через 5—6 тыс. ч после пуска смон-
тированного блока. Кромки лопаток регулирующих ступеней турбин
мощностью 160, 200 и 300 МВт изнашивались на глубину 3—4 мм, а у;
бандажа — на 1—2 мм. Выходные кромки были истончены до 0,1 —
0,2 мм (исходная толщина 0,8 мм). Внешний вид поврежденных лопа-
ток показан на рис. 2.3 и 2.4. На всех обследованных турбинах харак-
тер повреждений лопаток первых ступеней был одинаковым, но не
похожим на эрозионный износ последних ступеней конденсационных
турбин, находящихся в среде влажного пара. Эрозия лопаток первых
ступеней наблюдалась только у турбин, работающих в блоке с котла-
ми, у которых поверхности, омываемые перегретым паром, были под-
вержены внутреннему окалинообразованию. В перегретом паре при
этом обнаруживались твердые частицы окалины размером от 10 до
300 мкм.
Наиболее жаростойкими являются хромоникелевое
аустенитные стали. Для пароперегревателей применяют
стали марок Х18Н10Т, Х18Н12Т, в состав которых входит
54
Рис 2 3. Эрозионные повреждения лопаток регулирующей ступени тур-
бины К-200-130:
а — вид со стороны входных кромок; б — вид со стороны выходных кромок
Рис. 2.4. Эрозионный износ лопаток первой сту-
пени ЦСД турбины К-200-130
18 % хрома и соответственно 10 и 12 %
никеля. Широкое применение сталей это-
го класса ограничено дефицитностью и
высокой стоимостью никеля; цена 1 т
труб из аустенитной стали Х18Н12Твы-
ше, чем труб из перлитной жаропрочной
стали, примерно в 2,5 раза.
Газовой коррозии проточной части
турбин противостоят легированные ста-
ли, применяемые для изготовления лопа-
ток, дисков и роторов. В турбинах с на-
чальной температурой пара 565 °C лопат-
ки изготовляют из хромистых сталей
1X11МФ, 18X11МФБ, 1Х12НВМФ. Ло-
латки, работающие при температурах до 450 °C, изготов-
ляют из сталей 1X13 и 2X13. Цельнокованые роторы ци-
линдров высокого и низкого давления (ЦВД и ЦНД), ра-
ботающие при температурах менее 535—540 °C, изготовля-
ют из сталей Р2М и Р2. Роторы низкого давления, валы и
диски изготовляют из сталей марок 34ХН1М, 40Н, 40Х,
ЗЗХН1МФА, 35ХН1М2Ф, 34ХНЗМ, 38НЗМФА.
2.2, КОРРОЗИЯ КОТЛОВ
Исследованиями последних лет установлено, что чистая
вода при температурах свыше 230 °C окисляет железо с об-
разованием защитной пленки магнетита по суммарной ре-
акции
3Fe + 4H2O-^Fe3O4 + 4Н2.
Согласно ионно-электронной теории процесс роста пленки магнети-
та рассматривается как результат действия своеобразного элемента, у
которого поверхность металла на границе с пленкой является анодом,
а поверхность пленки на границе с водой — катодом. Пленка окисла,
обладающая смешанной электронно-ионной проводимостью, выполняет
роль как внутренней, так и внешней цепи замкнутой ячейки. Диффузия
Металл Окисел Води.
Н + Н-^Н2
Нрастб На9с 5F е +60Н^ Fe3o«. + 2Н2О+Нг
Рис. 2.5. Схема окисления железа водой высокой тем-
пературы
в окисной пленке осуществляется как за счет градиента концентрации^
так и благодаря направленному движению ионов в электрическом поле,
которое создается разностью потенциалов на внешней и внутренней по-
верхностях окисла.
Схема процесса окисления железа водой высокой температуры
представлена на рис. 2.5.
Из металла атомы железа, активированные температурой, диффун-
дируют к поверхности раздела металл — окисел. На этой границе про-
текает анодный процесс
Fe° = Fe2+ + 2e~. (2.2)
Образовавшиеся ионы железа диффундируют через незанятые узлы
кристаллической решетки окисла к поверхности раздела окисел — вода.
На этой поверхности ионы железа взаимодействуют с ионами гидро-
ксила, имеющимися в воде, по уравнению
3Fe24- + 6ОН- -> Fe3O4 + 2Н2О + Н2.
(2.3)
56
Переместившиеся к границе раздела окисел — вода электроны вы-
зывают разряд ионов водорода, находящихся в воде:
Н+ + е-->Н. (2.4)
В результате образуется атомарный водород. Последний диффун-
дирует через окисел к металлу, частично подвергаясь рекомбинации с
образованием молекулярного водорода:
Н + Н-^Н2. (2.5)
На границе раздела окисел—металл устанавливается равновесие
между водородом, растворенным в металле, и водородом, адсорбиро-
ванным в окисной пленке.
Так как диффузия в образующейся пленке магнетита
затруднена, то с течением времени скорость окисления же-
леза водой и, следовательно, скорость роста пленки умень-
шаются. В условиях, когда на всей поверхности металла
образуется и сохраняется магнетитовая пленка, коррозион-
ное воздействие воды высокой температуры на углеродис-
тую сталь практически прекращается. Таким образом,
сплошная (общая) коррозия стали под воздействием воды
высокой температуры протекает без значительных потерь
металла и без перехода окислов железа в рабочую среду.
В результате общей коррозии в рабочую среду поступает
водород, удаляющийся из котла вместе с паром1.
Количество выделяющегося водорода характеризует ус-
тойчивость защитных пленок магнетита на поверхностях
котла, омываемых водой. Повреждения и разрушения пле-
нок магнетита создают условия для протекания местной
(локальной) коррозии котельного металла.
Пароводяная коррозия локального характера может
развиваться в виде язв, бороздок и трещин. Такие повреж-
дения встречаются в нижней радиационной части (НРЧ)
прямоточных котлов сверхкритических параметров при
больших тепловых нагрузках и частых, резких (более
70 °C) колебаниях температуры металла.
К распространенным видам местной коррозии относятся
подшламовая, межкристаллитная, коррозионное растрес-
кивание, а также коррозия под действием окислителей.
Такое разнообразие видов местной коррозии металла кот-
лов объясняется различным сочетанием внешних факторов,
1 Водород частично растворяется в металле, вызывая его наводо-
роживание и приводя к хрупким разрушениям (см. §7.3, 8.3).—
Прим. ред.
57
в частности температуры, состава и концентрации приме-
сей котловой воды, термических и механических напряже-
ний и др.
Термином подшламовая коррозия объединяются не-
сколько разновидностей коррозии в электролитах, которые
связаны с накоплением на теплопередающей поверхности1
слоя рыхлых и пористых отложений. Механизм протекания
и внешнее проявление подшламовой коррозии зависят от
концентрации примесей котловой воды и химического со-
става отложений. В местах их скопления в связи с затруд-
нением подвода воды и отвода пузырьков пара концентра-
ция примесей в растворе, находящемся в толще отложений,
существенно выше, чем в хорошо перемешиваемой котло-
вой воде. Чем больше тепловой поток, тем больше степень
местного упаривания котловой воды и, следовательно, тем
- выше концентрации растворимых примесей.
Подшламовая коррозия, связанная с образованием кон-
центрированных растворов NaOH, получила наименование
щелочной коррозии. Этот вид коррозии, как показали иссле-
дования П. А. Акользина, возникает, когда едкий натр со-
ставляет значительную долю в солевом составе котловой
воды. В этом случае под слоем отложений могут быть до-
стигнуты концентрации едкого натра свыше 5 %. Концен-
трированные растворы NaOH при высоких температурах
вызывают растворение защитной пленки магнетита. Ого-
лившийся металл окисляется водой по реакции (2.1), одна-
ко в присутствии концентрированного раствора NaOH за-
щитной пленки магнетита не получается. Незащищенный
металл под слоем отложений продолжает корродировать
до тех пор, пока утонение стенки не приводит к образова-
нию сквозного отверстия — свища. Когда доля едкого нат-
ра в общем солесодержании котловой воды невелика, в
процессе упаривания котловой воды под слоем отложений
наряду с NaOH возрастают концентрации и солей натрия,
в связи с чем температура кипения раствора повышается.
По мере увеличения температуры кипения раствора ско-
рость его упаривания уменьшается; по достижении раство-
ром температуры стенки трубы дальнейшее упаривание
прекращается. В концентрированном солевом растворе при
малой относительной доле NaOH опасная концентрация ед-
кого натра не достигается и щелочная коррозия не разви-
вается.
На протекание щелочной коррозии химический состав
отложений заметного влияния не оказывает, важна их
58
структура. Если она водопроницаема, рыхла либо пориста,
то в сочетании с большими тепловыми потоками создаются
условия для глубокого упаривания котловой воды и воз-
никновения опасных концентраций NaOH.
Щелочная коррозия развивается обычно на огневой
стороне экранных труб барабанных котлов в местах скоп-
ления отложений. Уязвимыми в отношении щелочной кор-
розии являются также сварные швы, на неровностях кото-
рых часто скапливаются частицы шлама. Повреждения
металла при щелочной коррозии имеют вид язвин или ра-
ковин диаметром до нескольких десятков миллиметров.
В пределах раковины металл утоняется довольно равно-
Рис. 2.6. Свищ в экранной тру-
бе котла
мерно. Истонченная стенка на дне раковины под давлени-
ем рабочей среды в определенный момент разрывается, и
в трубе появляется свищ (рис. 2.6). Скорость щелочной кор-
розии различна; она колеблется от долей до 1 мм в год.
Для ее предотвращения рекомендуется ( уменьшать долю
едкого натра в общем солесодержании котловой воды. Эк-
спериментально установлено, что если гидратная щелоч-
ность котловой воды составляет не более 10—20 % общего
солесодержания котловой воды, то такая вода не является
опасной в отношении щелочной и межкристаллитной кор-
розии. Снижение гидратной щелочности котловой воды до-
стигается различными путями: при подготовке добавочной
воды и очистке конденсатов, при коррекционной обработке
котловой воды и т. д. В частности, для нейтрализации из-
быточной гидратной щелочности котловой воды применяют
кислые фосфаты и соли аммония. (О режимах фосфатиро-
вания см. § 8.1.)
К другому виду подшламовой коррозии относится так называемая
ракушечная коррозия. Этим названием подчеркивается свое-
образная форма наростов, образующихся в местах поврежденного ме-
59
галла. При отделении от металла наросты похожи на ракушки (рис»
2.7). Над поверхностью металла выступает верхняя ее часть; нижняя:
часть ракушки располагается в корродирующем металле. Размеры от-
дельных ракушек и находящихся под ними язвин бывают различными^
встречаются как мелкие, так и крупные наросты толщиной до 20 мм и
Рис. 2.7. Коррозионный нарост
(ракушка)
площадью до 25 см2. Они прочно сцеплены с основным металлом; в
их составе преобладают окислы железа Fe3O4, Ре2О3, а также соедине-
ния меди, преимущественно металлическая медь. Под крупными ракуш-
ками структура металла, как правило, бывает измененной, наблюдается
обезуглероживание.
Ракушечная коррозия развивается обычно на огневой стороне эк-
ранных труб и не только в теплонапряженных участках, но и в зонах
с относительно небольшими тепловыми нагрузками. Повреждения на-
блюдаются в местах скопления 'железоокисного шлама, который вно-
сится в котел питательной водой или образуется в самом котле во
время простоев без соответствующей консервации (см. далее). Состав
и концентрация растворимых примесей котловой воды, по-видимому, не
оказывает заметного влияния на развитие ракушечной коррозии.
По существующим представлениям [1] условием протекания этого
вида подшламовой коррозии является возникновение повреждений в
защитной пленке магнетита вследствие механических или тепловых на-
пряжений При наличии вблизи поврежденного участка скоплений про-
дуктов коррозии, содержащих Fe2O3, медь и ее окислы, возникает воз-
можность функционирования макропары. Оголившиеся участки металла
1 Исключительно большое влияние на образование железоокисного
шлама оказывают высокие местные тепловые нагрузки, возникающие
при неудовлетворительно организованном топочном режиме. Особенно
часто этот фактор проявляется на котлах, в топках которых сжигают-
ся мазуты. Стремление уменьшить число горелок, соответственно повы-
шая их мощность, резко усиливает неравномерность распределения
тепловой нагрузки, создает локальные очаги с очень высокими тепло-
напряжениями. Поверхности нагрева, несущие такие высокие тепловые
нагрузки, быстро разрушаются, одновременно обогащая котловую воду
продуктами коррозии. Следует отметить, что зарубежная техника тща-
тельно избегает концентрирования тепловых нагрузок. — Прим. ред.
60
выполняют роль анода; катодом является поверхность с неповреждеьы
ной магнетитовой пленкой. Роль деполяризаторов выполняют окислы
трехвалентного железа и окислы меди, находящиеся на поверхности
металла. Анодный процесс протекает по реакции (2.2), катодный — по
реакциям
Fe2O3 + 4Н2О + 2е- -> 2Fe(OH)2 + Н2О + 2ОН-; (2.6)
СиО + Н2О + 2е- Си + 2ОН-. (2.7)
Как вторичный процесс осуществляется образование твердой фа-
зы гидрозакиси железа
Fe2+ + 2ОН- Fe(OH)2. (2.8)
При высокой температуре Fe(OH)2 превращается в магнетит по
уравнению
3Fe(OH)2 Fe3O4 + 2Н2О + Н2. < (2.9)
*
Так же как и при общей коррозии, продуктами подшламовой кор-
розии котельного металла являются магнетит и водород.
В целях предотвращения подшламовой коррозии необ-
ходимо ограничивать поступление в котел с питательной во-
дой окислов железа и меди, а также других примесей, об-
разующих в котловой воде частицы шлама; необходимо из
барабанных котлов удалять скапливающийся шлам, систе-
матически применяя периодические продувки из нижних
коллекторов экранов; необходимо устранять возможность
накапливания шлама на поверхностях нагрева, избегать
образования в котлах зон с вялой циркуляцией, а самое
главное — так организовать топочный режим, чтобы избе-
жать локализации тепловых нагрузок.
Водород, образующийся при пароводяной, пошламовой
и щелочной коррозии, оказывает на перлитные стали не-
благоприятное воздействие. Адсорбированный поверхно-
стью металла водород диффундирует сквозь металл и при
этом может создавать газовые полости, вступать в реакции
с примесями, а при больших температурах и давлениях
реагировать с углеродом, приводя к обезуглероживанию
стали и образованию метана. Продукты химического взаи-
модействия водорода выделяются преимущественно по гра-
ницам зерен металла. По мере наводороживания металл
становится более хрупким, его механическая прочность и
пластичность снижаются [1.4].
Коррозия под действием окислителей имеет вид отдель-
ных язвин различных размеров. К числу окислителей;
которые могут поступать в котел с питательной водой, отно-
сятся растворенный кислород, нитриты и нитраты. При ра-
L
61>
боте котла кислородной коррозии подвержены преимущест-
венно входные участки экономайзера, иногда барабаны и
опускные трубы. Подъемные трубы барабанных котлов от
кислородной коррозии, как правило, не страдают. К
Кислородная коррозия развивается в основном в перио-
ды пуска и при работе котлов с малыми нагрузками, в осо-
бенности когда концентрация кислорода в питательной во-
де повышена. Кислород (см. § 1.3) является энергичным
катодным деполяризатором. Чем выше его концентрация,
тем быстрее происходит деполяризация катодных участков
и быстрее идет процесс растворения металла на анодных
участках. При малой площади анодов развитие язвин
вглубь может идти быстро. Суммарная реакция коррозиц
железа с кислородной деполяризацией может быть запи*^
сана так:
2Fe + О2 + 2H2O->2Fe (ОН)2. (2.10)
При достаточно высокой концентрации кислорода гид-
розакись железа окисляется до гидроокиси:
4Fe(OH)2 + О2 + 2H2O->4Fe (ОН)3. (2.11)
Так как растворимости Fe(OH)2 и в особенности
Fe(OH)3 очень малы, они выделяются на поверхности ме-
талла либо в объеме воды.
При отсутствии в воде активных ионов, разрушающих
защитные пленки магнетита, растворенный в воде кисло-
род может оказывать на железо пассивирующее действие
(см. § 1.5). Однако в присутствии хлоридов особенно необ-
ходимо добиваться снижения содержания в питательной
воде растворенного кислорода. По действующим нормам
эта величина на входе в экономайзер барабанного котла
должна быть меньше 10 мкг/л. Требуемое качество пита-
тельной воды по кислороду обеспечивается дегазацией во-
ды в термических деаэраторах или конденсаторах турбин,
а также связыванием кислорода гидразином либо сульфи-
том натрия [см. реакции (1.21), (1.22)]. Для котлов высо-
кого и сверхкритического давления приемлемым из этих
реагентов является только гидразингидрат N2H4-H2O.
В отличие от солей гидразина и сульфита натрия гидра-
зингидрат не дает увеличения общего солесодержания воды,
которое в питательной воде ограничивается тем больше,
чем выше давление.
Разрушения металла под действием нитритов и нитратов имеют
сходство с кислородной коррозией. Это тоже язвы, однако они распо-
62
лагаются на внутренней поверхности экранных труб с огневой их сто-
роны. По размерам язвы больше, чем при кислородной коррозии; диа-
метр их может достигать 15—20 мм.
Нитрит натрия NaNO2 обладает также и свойством пассивировать
металл и, следовательно, уменьшать коррозию; но он может деполяри-
зовать катодные участки и, следовательно, усиливать коррозию. При
концентрациях NaNO2 менее 100 мг/л скорость коррозии железа конт-
ролируется катодным процессом. При концентрациях NaNO2 свыше
1000 мг/л скорость коррозии контролируется анодным процессом. При
концентрациях от 100 до 1000 мг/л коррозия контролируется одновре-
менно и анодным, и катодным процессами. В котлах среднего давления
при больших концентрациях нитритов происходит пассивирование ме-
талла и коррозия подавляется. При давлениях свыше 10 МПа скорость
нитритной коррозии с ростом концентрации NO~ монотонно возрастает.
Пассивирование поверхности по мере увеличения температуры и те-
пловых нагрузок, по-видимому, затрудняется.
Коррозионное действие нитрата натрия NaNO3 проявляется в кот-
лах лишь при давлениях свыше 6 МПа. При высоких температурах
нитрат-ионы выполняют роль деполяризатора, участвуя в следующих
катодных реакциях:
NO + 2Н+ + 2е— -> NO7 + НгО; (2.12)
NO^ + 2Н+ + е“-> NO + Н2О; (2.13)
2NO + 4Н+ + 4е- ? N2 + 2Н2О. (2.14)
В целях предотвращения коррозии под действием нитритов и нит-
ратов содержание этих примесей в питательной воде ограничивают.
Для барабанных котлов при давлениях до 6 МПа нормируют только
нитриты, их концентрация в питательной воде не должна превышать
20 мкг/л; при давлениях свыше 6 МПа нормируют суммарное содержа-
ние нитритов и нитратов, оно не должно превышать 20 мкг/л. Нитриты
и нитраты могут проникать в цикл станции с добавочной водой и при-
сосами охлаждающей воды в конденсаторах турбин. На станциях с
прямоточными котлами, где обессоливается не только добавочная во-
да, но и турбинный конденсат, нитриты и нитраты в питательной воде
обычно отсутствуют. Иногда окислители могут содержаться в конден-
сатах, возвращаемых от производственных потребителей пара. В каче-
стве окислителей могут выступать при этом те же нитриты и нитраты,
а также хроматы, хлораты, гипохлориты и другие вещества.
Межкристаллитная коррозия внешне проявляется раз-
витием на поверхности металла трещин. Этот вид коррозии
встречается в элементах котлов, имеющих зазоры, напри-
мер в клепаных барабанах, вальцовочных соединениях.
Образование трещин по границам зерен является резуль-
63
татом совместного действия напряжений в металле и ще-
лочного концентрата котловой воды, причем ведущую роль
играют напряжения. Предполагают, что концентрирован-
ный едкий натр растворяет скапливающиеся по границам
зерен примеси, нарушая тем самым связь между отдель-
ными кристаллитами и уменьшая прочность металла. Если
Рис. 2.8. Микроструктура метал-
ла при межкристаллитной корро-
зии
Рис. 2.9. Трещины межкристал*
литной коррозии в теле бара-*
бана
в котловой воде присутствует свободный едкий натр, то в
зазорах и щелях считают возможным сильное упаривание
раствора, причем концентрация NaOH повышается на-
столько, что вызывает растворение защитной окисной
пленки. Высокие растягивающие напряжения в металле
способствуют проникновению агрессивного щелочного раст-
вора к границам зерен. Микроструктура металла в области
первоначальной трещины показана на рис. 2.8. Связь меж-
кристаллитной коррозии с наличием в котловой воде едко-
го натра подчеркивается и другим названием этого вида
коррозии — «щелочная хрупкость». Слово «хрупкость» ука-
зывает на характер возможного разрушения металла при
развитии трещин — разрушение без предварительной де-
формации.
Для предотвращения межкристаллитной коррозии необходимо огра-
ничивать содержание в котловой воде свободного едкого натра. Соглас-
но действующим нормам при давлении менее 10 МПа доля свободного
•едкого натра в общем солесодержании котловой воды, т. е. так назы-
ваемая относительная щелочность, не должна превышать 20 %, при
давлениях свыше 10 МПа—10%. При соблюдении указанных соотно-
дпений в местах глубокого упаривания котловой воды происходит вы-
.’64
деление в твердую фазу фосфатов, сульфатов и силикатов натрия. Об-
разующиеся солевые отложения препятствуют контакту концентриро-
ванного раствора NaOH с поверхностью металла и тем самым
устраняют его коррозионное действие. В барабанных котлах высокого
и сверхвысокого давления возможно осуществление режима чисто фос-
фатной щелочности (см. § 8.1). Этот режим создается введением в
котловую воду фосфорно-кислых солей натрия (Na3PO4, NasHPO^
NaH2PC>4) в определенных соотношениях. Предполагалось, что когда
происходит глубокое упаривание котловой воды, то при режиме чисто
фосфатной щелочности в твердую фазу выделяется тринатрийфосфат,
равновесие гидролиза
Na3PO4 + Н2О Na2HPO4 + NaOH
сдвигается влево и едкий натр «уводится» из раствора. Однако более
поздние исследования показали, что при высоком давлении1 менее рас-
творимым компонентом этой системы является динатрийфосфат
Na2HPO4. При -выпадении его в осадок едкий натр остается в растворе.
Подобно другим солевым отложениям твердая фаза динатрийфосфата
препятствует контакту концентрированного раствора NaOH с поверх-
ностью металла. В случаях, когда относительная щелочность котловой
воды превышает 20 %, для предотвращения межкристаллитной корро-
зии применяют фосфатно-нитратный режим котловой воды; добавление
селитры NaNO3 в котловую воду выполняется с таким расчетом, чтобы
выдерживалось отношение концентраций ионов NO” (нитратное число)
и свободного едкого натра не менее 0,35. Селитра обладает свойством
при низком и среднем давлении пассивировать котельный металл и за-
щищать его от межкристаллитной коррозии. По внешнему виду трещи-
ны этого вида коррозии похожи на те, которые образуются в элементах
котла, испытывающих знакопеременные напряжения (то сжатие, то
растяжение). Основной причиной переменных напряжений являются ко-
лебания режима кипения и связанные с этим резкие изменения темпе-
ратуры. Проводившиеся измерения температуры металла барабанов
показали, что наиболее резкие колебания, а следовательно, и значитель-
ные термические напряжения наблюдаются в поверхностном слое глу-
биной 3 -4 мм, который соприкасается с водой. В барабанах котлов
трещины (рис. 2.9) обычно появляются около отверстий (очков) опуск-
ных труб, где концентрируются механические напряжения; иногда тре-
щины идут по телу барабана параллельно его продольной оси. Непо-
средственной связи между коррозионным растрескиванием металла бара-
банов и составом примесей котловой воды не выявлено. Трещины в теле
барабанов наблюдаются при разном качестве котловой воды. Однако
установлено, что, когда в котловую воду попадает кислород, стойкость
металла против коррозионной усталости снижается. Поступление кис-
лорода в котловую воду в условиях нормальной эксплуатации исклю-
5—905
65
чается, но во время простоев котла, при недостаточно тщательной кон-
сервации (§ 3.1), а также при растопках на плохо деаэрированной воде
поступление кислорода неизбежно. Образующиеся при коррозии язвины
служат источником концентрации напряжений и местом зарождения пер-
вичных микротрещин. Эксплуатационные, наблюдения показывают, что
коррозионному растрескиванию металла барабанов способствуют ча-
стые пуски и остановы котлов, сопровождающиеся знакопеременными
температурными напряжениями. Влияние оказывают также состав и
свойства котельного металла. Сталь 15М является более стойкой к кор-
розионной усталости, чем сталь 22К, а последняя более стойкой,' ^ем:
сталь 16ГНМ.
Мероприятием против коррозионного растрескивания
котельных сталей перлитного класса по линии организации
водного режима является пока лишь предупреждение стоя-
ночной коррозии котлов. Создание условий для уменьше-
ния температурных пульсаций при работе котла является
основным направлением в борьбе с этим видом разруше-
ний. Эту задачу учитывают при конструировании отдель-
ных элементов котла, например узла раздачи питательной
воды в барабане.
Помимо барабанов коррозионное растрескивание наблю-
дается также в гибах и сварных швах пароперегревателей,,
где имеются внутренние напряжения и возникают цикли-
ческие колебания температуры. При конденсации пара во
время остановов котла и последующем выпаривании обра-
зовавшегося конденсата в случае, если пароперегреватель
был загрязнен солевыми отложениями, в нем создается
коррозионно-активная среда. При контакте металла с чис-
тым конденсатом в отсутствие кислорода трещины в тру-
бах пароперегревателей, как правило, не появляются. От-
сюда вытекает необходимость устранять занос паропере-
гревателей солями, добиваясь повышения чистоты посту-
пающего в них пара.
2.3. КОРРОЗИЯ ТРАКТА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И ЕЕ
СОСТАВЛЯЮЩИХ
Основным оборудованием конденсатно-питательного
тракта ТЭС являются деаэраторы, насосы, конденсаторы
турбин и подогреватели. В настоящее время наиболее рас-
пространены подогреватели поверхностного типа.
Конструктивно их выполняют различно. Регенеративные подогрева-
тели низкого давления (ПНД) обычно имеют одну трубную доску и
U-образные трубки с наружным диаметром 16 мм (рис. 2.10). На рис..
66
Рис. 2.10. Конструктивная схема
регенеративного ПНД:
J—водяная камера; 2 —трубная дос-
ка; 3 — трубная система; 4 — патрубок
подвода греющего пара; 5 — каркас
трубной системы; 6 — корпус; 7 — пере-
городки трубной системы
Рис. 2.11. Конструктивная схема сетевого подогревателя:
1 подвод греющего пара; 2 — подвод сетевой воды; 3— выход сетевой воды;
4 — ОТВОД конденсата; 5 — отсос воздуха; 6 — слив сетевой воды; 7, 8 — присое-
динения к поплавковой камере конденсатоотводчика; 9 — приспособление для
подъема трубной системы
Г* sk
5- 67
2.11 показана конструктивная схема сетевого подогревателя с двумя
трубными досками и прямыми трубками. Нагреваемая вода движется
по трубам, завальцованным в трубную доску или доски. В межтрубное
пространство поступает греющий пар. Конденсат греющего пара соби-
рается в нижней части корпуса и отводится через нижний штуцер. Под-
вод и отвод нагреваемой воды осуществляются через водяную камеру,
разделенную перегородкой. В подогревателях высокого давления (ПВД)
вместо трубных досок применяют распределительные трубы-коллекто-
ры, к которым присоединены на сварке спиральные трубки поверхностей
нагрева. Подвод и отвод воды осуществляются с помощью вертикаль-
ных коллекторных труб. Греющий пар вводится в межтрубное прост-
ранство в верхнюю часть подогревателя; конденсат удаляется из ниж-
ней части корпуса.
Для изготовления корпусов подогревателей применяют углероди-
стую сталь. В ПВД при давлении свыше 15 МПа трубчатую систему
выполняют также из углеродистой стали. В ПНД и сетевых подогре-
вателях применяют трубки из медных сплавов. Для мощных энерго-
блоков сверхкритических параметров трубки в ПНД выполняют из
нержавеющей стали.
Корпуса головки и аккумуляторного бака деаэраторов изготовляют
из углеродистой стали, разбрызгивающие устройства в головке — из
нержавеющей. В конденсаторах турбин корпус и трубные доски выпол-
няют из углеродистой стали, трубы — как правило, из медных сплавов.
Все соединительные трубопроводы конденсатно-питательного тракта
делаются из углеродистой стали.
При движении воды по конденсатно-питательному
тракту происходит повышение ее температуры и давления.
На участках тракта, находящихся под разрежением, т. е; в
паровом пространстве конденсатора турбины и ПНД, в
конденсатных насосах, через неплотности в соединениях
присасывается атмосферный воздух. С ним в рабочую сре-
ду поступают такие коррозионно-активные газы, как О2 и
СО2. Питательная вода, конденсат турбины и конденсаты
греющего пара всех подогревателей не являются буферны-
ми растворами. Их обогащение углекислотой сопровожда-
ется смещением pH среды в кислую область в связи с про-
теканием реакций
СО2 + Н2О<>Н2СО3^Н+ + НСОз.
Достаточно присутствия совсем небольших количеств
СО2, чтобы заметно снизить величину pH конденсата. Так,
если при концентрации СО2 0,045 мг/л значение pH раство-
ра (при 25 °C) составляет 6,31, то при повышении концен-
трации СО2 до 0,48 мг/л значение pH понижается до 5,70.
68
В слабокислой среде, содержащей растворенную угле-
кислоту, электрохимическая коррозия углеродистой стали
протекает с водородной деполяризацией. При одновремен-
ном присутствии в воде растворенного кислорода и СО2
коррозия углеродистой стали протекает двумя параллель-
ными путями: с водородной и кислородной деполяризаци-
ей. В результате водородной деполяризации на катодных
участках выделяется молекулярный водород Н2; в резуль-
тате кислородной деполяризации на катодных же участках
образуются ионы гидроксила (ОН~). Анодные участки ме-
талла растворяются, посылая в раствор ионы двухвалент-
ного железа Fe2A Последние с ионами гидроксила образу-
ют малорастворимую гидрозакись железа Fe(OH)2, кото-
рая выделяется в твердую фазу по достижении значения
ПР Fe(OH)2 . Растворенным кислородом Fe(OH)2 может
окисляться с образованием малорастворимой гидроокиси
железа по уравнению (2.11).
При параллельном протекании процессов кислородной и
водородной деполяризации образующаяся твердая фаза
гидратированных окислов слабо сцепляется с поверхностью
корродирующего металла и в значительном количестве по-
ступает в питательную воду. Поскольку в работающем
оборудовании осуществляется непрерывное движение во-
ды, не задержавшиеся на корродирующей поверхности
частицы твердой фазы Fe(OH)2 и Fe(OH)3 увлекаются по-
током воды и удаляются от места, где они образовались.
На скорость процессов коррозии с кислородной и водо-
родной деполяризацией оказывает влияние pH среды. При
повышений pH уменьшается скорость водородной деполя-
ризации. Увеличение концентрации ионов ОН~ уменьшает
и скорость кислородной деполяризации (см. § 1.3). Как в
том, так и в другом случае поступление с анодных участ-
ков ионов железа уменьшается, т. е. растворение металла
замедляется. Коррозия с водородной деполяризацией прак-
тически прекращается при pH раствора более 8,8. Коррозия
с кислородной деполяризацией при pH ^9 протекает с
меньшей скоростью, чем в кислой и нейтральной средах,
но с большей локализацией.
Из постоянства (при неизменной температуре) величин
ПР Fe(OH)2 И ПР Fe(OH)3 следует, что в растворах с боль-
шими значениями pH растворимость гидратированных
окислов железа должна быть меньше. Замечено, что в ще-
лочных растворах слой гидратированных окислов на ме-
талле получается более прочным, суммарная площадь
69
анодных участков при этом сокращается, вместе с тем ос-
тавшиеся аноды растворяются быстрее. Когда свободная
СО2 в воде отсутствует, но есть соли, повышающие элек-
трическую проводимость воды, растворенный кислород
вызывает местные разрушения углеродистой стали в виде
язвин. При одновременном присутствии выводе растворен-
ных О2 и СО2 углеродистая сталь корродирует равномерно
по всей поверхности (сплошная коррозия). Образующиеся
при этом продукты коррозии относительно легко смывают-
ся с поверхности металла.
В отличие от кислорода, который расходуется в процес-
се коррозии, свободная углекислота вследствие гидролиза
образующихся карбонатов и бикарбонатов вновь освобож-
дается. Свободная СО2 вместе с паром удаляется из котла,
проходит паровой тракт и в конденсаторе турбины распре-
деляется между жидкой и паровой фазами. С отсосом па-
рогазовой смеси из парового пространства конденсатора из
цикла удаляется часть углекислоты. Растворившаяся
в конденсате турбины свободная СО2 вызывает снижение
pH конденсата и вновь способствует протеканию коррозии
углеродистой стали с водородной деполяризацией. Сниже-
ние pH турбинного конденсата наряду с СО2 вызывают и
другие летучие кислоты, которые могут содержаться в пе-
регретом паре. Так, в паре котлов ТЭС, где применяется
сульфидирование воды, могут присутствовать сернистый
газ SO2 и сероводород H2S. При конденсации пара SO2
растворяется в жидкой фазе с образованием гидратиро-
ванной формы H2SO3, диссоциирующей на ионы Н+ и HSOjf .
На ТЭЦ с производственными отборами пара возвра-
щаемый конденсат может быть загрязнен галоидосодержа-
щими органическими веществами (дихлорэтаном,
хлороформом и др.), не удаляемыми фильтрами конденса-
тоочистки и не обнаруживаемыми обычными методами
оперативного химического контроля. Поступая с питатель-
ной водой в котлы, такие органические вещества подверга-
ются гидролизу, в результате которого получаются соответ-
ствующие минеральные кислоты. Так, продуктом термоли-
за дихлорэтана является соляная кислота:
СН2 CbCHoCl + Н2О - 2НС1 + СН2ОСН2.
Коррозия конденсатно-питательного тракта вызывает не
только повреждение оборудования, но и обогащает пита-
тельную воду продуктами коррозии. С увеличением их вы-
носа в котел усиливаются процессы подшламовой коррозии
70
и железоокисного накипеобразования. Эти процессы со
временем могут привести к повреждениям, требующим ава-
рийного останова котла.
Для подавления коррозии с водородной деполяризаци-
ей на современных ТЭС используют метод аминирования.
Наиболее употребительным реагентом при этом в настоя-
щее время является аммиак NH3; добавление его в воду
дает начало реакциям
NH3 + H2O^NH4OH^NHt + ОН-; (2.15)
СО2 + Н2ОгН2СО3^Н+ + НСОГ; (2.16)
Н+ + ОН-^Н2О. (2.17)
Образующиеся при диссоциации аммиака ионы гидро-
ксила нейтрализуют ионы водорода, обусловленные Диссо-
циацией свободной углекислоты. Для полного связывания
свободной СО2 с получением ионов НСОГ в воду необхо-
димо ввести стехиометрическое количество аммиака соглас-
но реакциям (2.16) , (2.17). В расчете на 1 мг СО2 при этом
требуется 0,4 мг NH3. Если ввести аммиака больше, то pH
раствора повысится и в растворе появятся ионы СО|" вслед-
ствие диссоциации иона НСОГ , а именно:
НСОГ^Н++ col-. (2.18)
Когда вода, обработанная аммиаком, попадает в котел,
бикарбонат и карбонат аммония разлагаются на NH3, СО2
и Н2О согласно уравнениям
NH4HCO3^NH3 + СО2 + Н2О; (2.19)
(NH4)2 CO3^2NH3 + СО2 + Н2О. (2.20)
Газы, т. е. NH3 и СО2, переходят из воды в пар и вместе
с ним удаляются-из котла, не накапливаясь в котловой во-
де. В перегретом паре NH3 и СО2 существуют, не взаимо-
действуя между собой. При охлаждении и конденсации па-
ра происходит распределение аммиака . и углекислоты
между паровой и жидкой фазами в соответствии с их ко-
эффициентами распределения. В жидкой фазе протекают
реакции (2.15) —(2.17), и в результате pH воды повышает-
ся. Независимо от того, в какую точку основного цикла
ТЭС начали вводить аммиак, вследствие его летучих
свойств по истечении 1^—2 ч од распространяется по всему
пароводяному тракту. Благодаря этому углекислотная
коррозия углеродистых сталей устраняется или скорость ее
71
существенно снижается. Поскольку NH3 и СО2 удаляются
из цикла ТЭС с утечками пара, отсосом паровоздушной
смеси из конденсатора турбины, с выпаром деаэратора и
другими путями, но существуют также источники непре-
рывного поступления СО2, то нельзя ограничиваться рдно-
кратным вводом аммиака, чтобы обеспечить постоянство
pH. Для поддержания в питательной воде рН>8 необхо-
дима непрерывная подача NH3 в основной цикл ТЭС.
Так как отдельные элементы оборудования конденсат-
но-питательного тракта выполняются из медных сплавов,
то, создавая щелочную среду с помощью аммиака, необ-
ходимо соблюдать осторожность в отношении его дозиро-
вания. Увеличение концентрации свыше 500 мкг/л приводит
к усилению коррозии латунных трубок конденсаторов тур-
бин и подогревателей низкого давления. Если в чистой во-
де и в растворах нейтральных солей медь и ее сплавы кор-
розионно-устойчивы, то в растворах аммиака и аммоний-
ных солей их устойчивость сильно понижена. Это объясня-
ется уменьшением анодной поляризации в связи с образо-
ванием комплексных ионов типа [Zn(NH3)n]2+ и
[Cu(NH3)rt]2+, где п может достигать шести. Катодным де-
поляризатором для меди, цинка и их сплавов является кис-
лород. Чем больше концентрация в воде кислорода и ам-
миака, тем быстрее протекает коррозия этих сплавов.
Внешне этот вид коррозии характеризуется обесцинковани-
ем латуней и появлением трещин в местах, где имеются
внутренние и внешние растягивающие напряжения.
Чтобы в условиях аммиачной обработки уменьшить
коррозию медных сплавов, необходимо поддерживать вы-
сокую воздушную плотность аппаратуры, находящейся
под разрежением, а также регулировать дозировку аммиа-
ка. По действующим нормам содержание кислорода в тур-
бинном конденсате должно быть менее 20 мкг/кг; концен-
трация NH3 в питательной воде барабанных котлов не дол-
жна превышать 1000 мкг/кг. В паровом^ пространстве
конденсаторов турбин наиболее агрессивная среда создает-
ся в воздухоохладительной секции, так как здесь концен-
трации О2 и NH3 выше, чем в других зонах. С целью увели-
чения срока службы трубок этих секций рекомендуется
выполнять их из нержавеющей стали.
В отличие от аммиака такие амины, как морфолин
C4H9NO, циклогексиламин C6HnNH2 и пиперидин C5H11N,
не являются коррозионно-активными в отношении медных
сплавов. Подобно аммиаку они летучи, обладают щелоч-
72
ными свойствами и могут нейтрализовать свободную угле-
кислоту, а следовательно, обеспечить повышение pH рабо-
чей среды в конденсатно-питательном тракте. По сравне-
нию с аммиаком, который характеризуется достаточно
большой термической устойчивостью, эти амины значитель-
но менее стойки. При 650 °C степень разложения за не-
сколько секунд циклогексиламина и пиперидина составля-
ет 88%, морфолин же разлагается полностью. Для
установок высоких, сверхвысоких и сверхкритических па-
раметров предпочитают применять аммиак как наиболее
термостойкий, доступный и дешевый из перечисленных ре-
агентов. В отечественной энергетике морфолин и цикло-
гексиламин находят ограниченное применение; пиперидин
же применялся лишь при экспериментах. *
Для предупреждения коррозии конденсатных трактов
разработаны также методы с использованием пленкообра-
зующих аминов, например октадециламина. Адсорбируясь
на металлических поверхностях, эти амины образуют свое-
образный барьер, препятствующий контакту между метал-
лом и агрессивной средой. Задача обработки воды пленко-
образующими реагентами сводится к получению сплошно-
го слоя на всех защищаемых поверхностях и его
периодическому возобновлению1. Наилучшие' результаты
достигаются, когда pH воды не превышает 8,0. Пленкооб-
разующие амины применяют на некоторых ТЭС с произ-
водственными отборами пара, где велики поверхности ап-
паратуры и конденсатопроводов, коррозию которых необхо-
димо предотвращать. Для создания защитной пленки по
пароконденсатному тракту производственных потребителей
пара ввод октадециламина осуществляют в отпускаемый
им пар. При температурах пара ниже 350 °C заметного
разложения октадециламина не происходит.
Все потоки конденсатов — турбинного, регенеративных и
сетевых подогревателей, от производственных потребителей
пара — вместе с добавочной водой составляют поток пи-
тательной воды котлов. Объединение отдельных составля-
ющих питательной воды завершается в. деаэраторе, откуда
берет начало собственно питательный тракт. Из аккумуля-
1 Отмечено накопление в сборных баках производственных конден-
сатов и на конденсатоочистительных фильтрах вязкой массы, пред-
ставляющей продукт постепенного омыления аминов по схеме RNH2+
+2H2O^ROH -F NH4OH. Продукт этой реакции ROH относится к высо-
комолекулярным спиртам, он нерастворим в воде и отлагается в раз-
ных местах аппаратуры. — Прим. ред.
73,
торного бака деаэратора питательная вода подается насо-
сами через систему подогревателей высокого давления в
экономайзер котла. В тепловой схеме ТЭС деаэратор вы-
полняет функцию подогревателя смешивающего типа, од-
нако его основным назначением является деаэрация воды,
т. е. удаление из нее растворенных газов.
Принципиальная схема термического деаэратора представлена на
рис. 2.12. Вода поступает в верхнюю цилиндрическую часть — головку
или колонку деаэратора, где размещаются устройства для дробления
потока воды на отдельные струи и капли (дырчатые тарелки, специ-
альная насадка). Стекающие с разбрызгивающих устройств струи и
капли воды омываются греющим паром, который подводится в нижнюю
часть колонки. При контакте воды и греющего пара вода нагревается
до температуры насыщения. Образующийся конденсат греющего пара
смешивается с деаэрируемой водой, но некоторое его количество, так
называемый выпар, покидает деаэратор вместе с удаляемыми газами.
Согласно закону Генри в условиях равновесия системы
«жидкость — газ» концентрация растворенного газа в жид-
кости Ci связана с парциальным давлением данного газа
над жидкостью pi зависимостью
Ci = kPi, (2.21)
где k — коэффициент пропорциональности, зависящий от
температуры.
Из уравнения (2.21) видно, что чем меньше парциаль-
ное давление какого-либо газа над жидкостью, тем мень-
ше в условиях равновесия и его концентрация в жидкости.
Рис. 2.12. Принципиальная схема
термического деаэратора:
1 — колонка; 2 — охладитель выпара;
3 — бак-аккумулятор; 4 и 5 — авторе-
гуляторы подачи пара и воды; б — в
атмосферу; 7 — холодильник для отбо-
ра проб воды; 8—10 — термометры;
11—13 — манометры; 14 — гидрозатвор;
15—предохранительный клапан; 16 —
вода к гидрозатвору; 17 — добавочная
вода; 18 — конденсат турбин; 19 — кон-
денсат ПВД; 20— в дренаж
7
Рис, 2.13. • Принципиальная схема
колонки деаэратора ДПЛООО:
1 — выпар; 2- первая дырчатая тарел-
ка; 3 — подвод холодных конденсатов;
4 — вторая дырчатая тарелка; 5 — пере-
пускная тарелка; 6 — барботажная та-
релка; 7 — подвод греющего пара; 8 —
бак-аккумулятор
Когда система «жидкость—
газ» находится в неравно-
весных условиях, она стре-
мится прийти в равновесное
состояние, описываемое
уравнением (2.21). Если
фактическая концентрация
газа в жидкости меньше
равновесной, совершается
переход вещества из газо-\
образной фазы в жидкую —
газ абсорбируется. Если
фактическая концентрация
газа в жидкости была больше равновесной, происходит
переход вещества из жидкой фазы в газообразную — газ
десорбируется. Механизм перехода вещества из одной фа-
зы в другую диффузионный. При ограниченной скорости
диффузии молекул газа в жидкости для ускорения процес-
са десорбции нужно сокращать путь для диффундирующих
молекул газа к поверхности раздела и одновременно уве-
личивать последнюю. В деаэраторах это достигается дроб-
лением потока поступающей воды на струи, пленки и кап-
ли в системе разбрызгивающих устройств. На рис. 2.13 по-
казано устройство колонки серийного деаэратора ДСП-1000.
Стрелками указано направление движения пара. Навстре-
чу пару движется вода, перетекая струями с верхних дыр-
чатых тарелок на нижние.
Для обеспечения глубокого обескислороживания воды
необходимо, чтобы пар, поступающий в деаэратор, не со-
держал кислорода. Таким паром на ТЭС является перегре-
тый пар начальных параметров, а также пар из отборов-
турбины, находящихся под избыточным давлением. В ка-
честве греющего пара в термических деаэраторах обычно
используют отборный пар. Так как в воде, поступающей в
деаэратор, концентрация растворенного кислорода выше
равновесной, то происходит десорбция кислорода из воды
в пар. При этом концентрация растворенного кислорода в
75
воде уменьшается, а парциальное давление кислорода в па-
ре увеличивается. Чтобы процесс десорбции кислорода не
прекратился, необходимо вентилировать колонку деаэра-
тора, непрерывно подводя в нее пар, не содержащий кисло-
рода, и отводя пар, обогащенный кислородом. Отвод пара
из деаэратора осуществляется из верхней части колонки.
Удаляемый пар, т. е. выпар, обычно загрязнен не только
кислородом, но и другими летучими примесями, которые
десорбировались из воды или поступили в деаэратор с гре-
ющим паром. Обычно это N2, Н2, NH3, СО2. Для нормальной
деаэрации рекомендуется поддерживать выпар из расчета
1—2 кг пара на 1 т деаэрируемой воды. Аккумуляторный
бак деаэратора, расположенный под колонкой, служит для
хранения деаэрированной питательной воды. Большие раз-
меры аккумуляторного бака связаны с требованием иметь
запас воды на 5—10 мин работы котла с полной нагрузкой.
Вода через колонку деаэратора проходит за 0,75—1 мин.
За это время равновесие в системе, как правило, не успе-
вает установиться и полного обескислороживания воды не
получается. Остаточные концентрации кислорода в деаэри-
рованной воде составляют 5—10 мкг/кг, а временами при
нестационарных режимах повышаются до 20 мкг/кг и бо-
лее.
Чтобы связать кислород, оставшийся после термической
деаэрации, воду обрабатывают восстановителями. Наи-
большее распространение в настоящее время получил гид-
разин (N2H4). На установках средних параметров приме-
няют либо гидразин, либо сульфит натрия. Скорость
взаимодействия гидразина с кислородом зависит от темпе-
ратуры и pH раствора. При температурах свыше 100 °C и
pH воды больше 8,7 гидразин взаимодействует с кислородом
достаточно быстро. По данным ВТИ [2.4] реакция (2.22)
при избытке гидразина, равном 20 мкг/кг, завершается за
2—3 с:
О2 + N2H4^N2 + 2Н2О. (2.22)
Являясь сильным восстановителем, гидразин восстанав-
ливает также окислы железа и меди согласно реакциям
s 6Fe2O3 + N2H4->4Fe.3O4 + N2 + 2H2O; (2.23)
4Ге (ОН)3 + N2H4->4Fie(OH)2 + N2 4- 4Н2О; (2.24)
2CuO + N2H4->2Cu + N2 + 2H2O. (2.25)
С большой скоростью реакция (2.25) начинает проте-
кать уже при температуре 65 °C, реакция (2.23) — при тем-
76
пературе 120 °C. При температурах выше 180 °C происхо-
дит термическое разложение гидразина по реакциям
3N2H4->N2 + 4NH3;
(2.26)
2N2H^N2 + Н, + 2NH3.
(2.27)
Термическое разложение гидразина, начавшись в трак-
те питательной воды, продолжается в,котле и заканчивает-
ся при перегреве пара. На выходе из пароперегревателя
гидразин в паре обычно не обнаруживается. Продукты
разложения гидразина — NH3, N2 и Н2, а также азот, об-
разующийся в процессах восстановления, — удаляются из
котла вместе с паром. В связи с протеканием термического
разложения гидразинаш не всегда известным содерж*анием
всех компонентов, с которыми он может взаимодействовать,
подсчет необходимой дозировки гидразина может быть
сделан лишь ориентировочно.
Содержание N2H4 на входе в экономайзер котла стре-
мятся поддерживать от 20 до 60 мкг/л. Для барабанных
котлов могут применяться как гидразингидрат N2H4-H2O,
так и его соли — гидразинсульфат N2H4*H2SO4 либо гидра-
зинфосфат М2Н4-ЫзРО4. Для прямоточных котлов приго-
ден только гидразингидрат, так как применение солевых
форм сопровождается нарушением норм питательной воды
по солесодержанию. На станциях с барабанными котлами,
где регулирование температуры перегрева осуществляется
впрыском питательной воды и солесодержание последней
строго лимитировано, также может применяться только
гидразингидрат. Раствор гидразина, обычно 1—2,5 %-ный,
вводят на всас питательных насосов или в аккумуляторный
бак деаэратора. На блочных установках подача гидразина
в каждый блок осуществляется своими насосами-дозатора-
ми часто в две точки тракта — перед ПНД и на всас насо-
сов за деаэратором. Схема автоматического регулирования
при совместной подаче гидразина и аммиака в две точки
тракта показана на рис. 2.14.
Гидразингидрат и солевые формы гидразина токсичны. В обычных
условиях гидразингидрат — жидкость, при концентрациях N2H4 выше
60 % она горюча и взрывоопасна. Поставляется в герметически закры-
той таре из нержавеющей стали. Гидразинсульфат—твердое, негорючее
вещество, менее ядовитое, чем гидразингидрат. Поставляется в деревян-
ной таре.
77
Рис. 2.14. Технологическая схема регулирования совместного дозирова-
ния гидразина и аммиака в энергоблок:
1 — котел; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 — конденсатный насос; 5 — ПНД; 6 *—
деаэратор; 7 — питательный насос; 3 — ПВД; 9 — мерник гидразина; 10 — мерник
аммиака; // — расходный бак рабочего раствора; 12 — насос-дозатор; 13 —элект-
родвигатель насоса-дозатора; 14 — магнитный пускатель насоса-дозатора; 15 —
электронный регулятор; 16 — задатчик; 17 — кондуктометрический датчик; /Э- —
термистор
Обращение с гидразином требует соблюдения правил техники без-
опасности. Склад для хранения гидразина должен отвечать правилам
противопожарной техники.
Обработка питательной воды сульфитом натрия (суль-
фитирование воды) применяется на установках с барабан-
ными котлами среднего давления. Связывание растворен-
ного кислорода сульфитом натрия протекает по реакции
О2 + 2Na2SO3-^2Na2SO4. (2.28)
Сульфит натрия способен восстанавливать окисли же-
леза и меди:
3Fe2O3 + Na2SO3^2Fe3O4 + Na2SO4; (2.29)
2CuO + Na2SO3->Cu2O + Na2SO4. (2.30)
Существенное увеличение скорости реакции (2.29) начи-
нается при температуре выше 200 °C, скорости реакции
(2.30)—выше 140 °C.
Обработка воды сульфитом натрия сопровождается уве-
личением'солесодержания питательной и котловой воды, а
также поступлением в пар сернистого ангидрида SO2.
Последний образуется в котловой воде при гидролизе суль-
фита натрия:
Na2SO3 + 2Н2О—2NaC)H + H2SO3; (2.31)
H2SO3^SO2 + Н2О. (2.32)
78
На участках парового тракта, где начинается конденса-
ция пара, SO2 переходит в жидкую фазу, усиливая агрес-
сивность среды. В связи с отмеченными нежелательными
обстоятельствами метод сульфитирования не применяют на
установках высоких параметров, а на установках средних
параметров, для уменьшения коррозии последних ступеней
турбины, конденсатора и подогревателей, ограничивают
содержание сульфита натрия в питательной воде
2 мг/л.
В зависимости от материала труб ПНД и сетевых подо-
гревателей (сплавы меди или нержавеющая сталь), типа
установленных котлов (прямоточные или барабанные) и их
параметров (средние, высокие, сверхкритические) приме-
няют различные водно-химические режимы конденсатно-
питательного тракта. На тепловых электростанциях,, осна-
щенных ПНД с латунными трубками, широко используется
восстановительный гидразинно-аммиачный режим с под-
держанием pH в питательной воде в пределах 9,1±0,1.
Для осуществления этого режима требуется ограничивать
поступление в цикл растворенного кислорода, свободной и
связанной углекислоты, производить деаэрацию добавоч-
ной и питательной воды, повышать герметичность аппара-
туры, работающей под вакуумом, и непрерывно вводить в
конденсатно-питательный тракт гидразин и аммиак, со-
блюдая нормы по их содержанию в питательной воде (см.
с. 210). Восстановительный гидразинно-аммиачный режим
пригоден как для барабанных, так и для прямоточных кот-
лов любых параметров. В [2.6] показано, что на энерго-
блоках сверхкритических параметров гидразинно-аммиач-
ный режим целесообразно сочетать с комплексонным режи-
мом котлов, для чего требуется вводить в питательную воду
аммонийную соль ЭДТА (60—80 мкг/кг).
В США на энергоблоках, оборудованных ПНД с труб-
ками из углеродистой стали, находит применение гидра-
зинно-аммиачный режим с повышенной концентрацией ам-
миака и поддержанием pH в питательной воде на уровне
9,4—9,6. Конденсатоочистка при этом эксплуатируется по
схеме совместного NH4 — ОН-ионирования.
На тепловых электростанциях, оснащенных ПНД с
трубками из аустенитной нержавеющей стали, получил рас-
пространение окислительный режим. Он предусматривает
введение в конденсатно-питательный тракт окислителей—
кислорода или перекиси водорода, обеспечивающих пас-
сивное состояние стали в воде высокой степени чистоты.
79
Впервые длительная промышленная проверка окислитель-
ного водного режима была проведена на электростанциях
Гамбургской системы в ФРГ. В настоящее время окисли-
тельный режим реализуется в нескольких вариантах, на-
звания которых пока не являются вполне установившимися.
В 70-е годы, когда этот режим внедрялся в отечественную
энергетику, его называли «нейтральным» режимом, подчер-
кивая одно из основных отличий от традиционного гидра-
зинно-аммиачного режима. Неточность этого названия выя-
вилась довольно быстро, когда стал накапливаться опыт
эксплуатации энергоблоков СКД на этом режиме. Оказа-
лось, что обеспечивать «нейтральную» среду, т. е. поддер-
живать в питательной воде pH на уровне 7,0, не прибегая
к добавлению небольших количеств аммиака, практически
невозможно.
Окислительный режим требует высокой чистоты пита-
тельной воды; электрическая проводимость ее должна
быть около 0,1—0,15 мкСм/см. Для этого осуществляется
глубокое обессоливание всех составляющих питательной
воды. Энергоблоки СКП с прямоточными котлами, кроме
того, имеют конденсатоочистки (см. с. 216) со 100 %-ным
пропуском через них потока турбинного конденсата и доба-
вочной воды. При современных технологических схемах не
все органические вещества питательной воды удаляются на
фильтрах блочной обессоливающей установки (БОУ).
В результате термолиза органических веществ образуются
кислые продукты, снижающие pH питательной воды и по-
вышающие ее электропроводимость. К аналогичным изме-
нениям этих показателей приводит также поступление
СО2 с присосами воздуха на участках тракта, находящихся
под вакуумом. На первых этапах освоения окислительного
водного режима с дозированием кислорода, но без введе-
ния аммиака нередко отмечались случаи смещения pH в
кислую область до 6 и менее с одновременным увеличением
электропроводимости питательной воды в условиях нор-
мальной работы БОУ. Такие нарушения водного режима
приводили к усилению коррозии конденсатно-питательно-
го тракта и повышению выноса продуктов коррозии в
котел.
По мере накопления опыта ведения окислительного ре-
жима вносились коррективы в рекомендуемые значения
pH питательной воды, уточнялись оптимальные концентра-
ции окислителя (О2 или Н2О2) и удельные электропрово-
димости воды. В настоящее время в ФРГ, где освоение окис-
80
лительного режима началось раньше, чем в других стра-
нах, рекомендуемся поддерживать в питательной воде
pH — 8,0-4-8,5 и концентрацию кислорода 150—300 мкг/кг
при значении удельной электропроводимости воды (за
БОУ до места ввода NH3) не более 0,2 мкСм/см. Такой
окислительный режим в ФРГ называют «комбинирован-
ным». Хотя в этом режиме с равным успехом могут приме-
няться как перекись водорода, так и кислород, последний
получил наибольшее распространение. Причина кроется в
меньшей стоимости кислорода, который обычно получают
на собственной электролизной установке ТЭС.
По сравнению с гидразинно-аммиачным режимом окис-
лительный водный режим на энергоблоках СКП имеет су-
щественные преимущества, которые выражаются в следу-
ющем: уменьшается количество отложений продуктов кор-
розии на всех участках водопарового тракта станции;
сокращаются потери напора в котлах, прекращается местная
коррозия — эрозия регенеративных подогревателей и мест-
ная коррозия трубок конденсатора турбины в зоне отсоса
воздуха, упрощается и удешевляется эксплуатация конден-
сатоочистки. Так, в результате уменьшения pH и, следова-
тельно, уменьшения концентрации аммиака рабочие циклы
ФСД увеличиваются в 3—5 раз; в связи с уменьшением
количества регенераций общий расход реагентов на реге-
нерацию фильтров сокращается примерно на 30 %, а зат-
раты реагентов на нейтрализацию отработавших раство-
ров— на 80%. К середине 1981 г. на окислительном вод-
ном режиме в СССР1 эксплуатировалось более 50 энерго-
блоков СКП, в том числе блоки мощностью 500 и 800 МВт
[2-7].
Тракт добавочной воды, включающий водоподготови-
тельную установку, баки хранения воды и соединительные
трубопроводы, соприкасается обычно с коррозионно-актив-
ной средой. За исключением подогревателей сырой.воды, в
других аппаратах водоподготовительных установок отсут-
ствует теплообмен. В этих условиях для защиты от корро-
зии углеродистой стали, из которой изготовляется обору-
дование водоочисток, допустимо применение различного
вида покрытий.
1 Наряду с окислительными режимами на нескольких отечествен-
ных ТЭС применяется чисто гидразинный восстановительный режим. —
Прим. ред.
6—905
81
Широко применяются противокоррозионные покрытия из резины
(гуммирование внутренней поверхности фильтров, трубопроводов, ар-
матуры), полиэтилена, перхлорвиниловых лаков, эпоксидных смол. Для
изготовления отдельных элементов оборудования дренажных систем
фильтров, насосов, арматуры применяются нержавеющая сталь, вини-
пласт, текстолит, фаолит и другие пластмассы.
Защитные покрытия на поверхностях водоподготови-
тельного оборудования, соприкасающихся с водой, нужны
не только для повышения срока службы этого оборудова-
ния, но также для того, чтобы уменьшить загрязнение во-
ды продуктами коррозии и, следовательно, уменьшить их
поступление с потоком добавочной воды в основной цикл
станции.
2.4. КОРРОЗИЯ КОНДЕНСАТОРОВ ТУРБИН
Принципиальная схема конденсатора турбины пред-
ставлена на рис. 2.15. Корпус и трубные доски конденсато-
ров выполняются из углеродистой стали, а трубы — как
Рис. 2.16. Коррозионные по-
вреждения конденсаторных
труб:
1—3—наружная поверхность;
5 — внутренняя поверхность
Рис. 2.15. Принципиальная схема
конденсатора турбины:
1 — трубная система; 2 — водяные ка-
меры; 3 — поступление пара из выхлоп-
ного патрубка турбины; 4 — конденса-
тосборник; 5 — отвод конденсата к
насосу; 6 — подвод охлаждающей во-
ды; 7 — отвод охлаждающей воды
правило, из медных сплавов. В конденсаторах мощных тур-
бин количество трубок исчисляется тысячами, например в
турбине К-300-240 имеется 19 500 труб. Суммарная по-
верхность труб составляет от 3000 до 15 500 м2. Трубы име-
ют диаметр 25—28 мм, толщину стенки 1—1,2 мм, длину
82
6—9 м. Концы труб крепятся в отверстиях трубных досок
путем вальцевания.
Поверхности конденсаторов турбин подвергаются корро-
зии как с паровой, так и с водяной стороны. На рис. 2.16
показан внешний вид коррозионных повреждений латунных
трубок, т. е. изготовленных из сплава меди с цинком. В ла-
тунях различных марок содержание цинка изменяется от
10 до 50 %; в качестве присадок в латуни вводят олово>
алюминий, свинец и мышьяк.
Основными видами коррозии латуней являются их обес-
цинкование и растрескивание. Обесцинкование латуни —
результат растворения цинка, содержащегося в сплаве.
Процесс обесцинкования может происходить по всей по-
верхности металла или преимущественно в отдельных мес-
тах. В последнем случае образуются язвы небольшой*пло-
щади, постепенно углубляющиеся в металл.
Скорость обесцинкования латуней связана с качеством металла и
агрессивностью рабочей среды. Об основных факторах коррозии кон-
денсаторных труб и мерах ее предупреждения с паровой стороны ска-
зано в § 2.3. Охлаждающая вода, проходящая через водяные камеры
и трубки конденсатора, по отношению к углеродистой стали и медным
сплавам также является агрессивной. В природных водах, используемых
для охлаждения конденсаторов, содержатся такие коррозионно-актив-
ные вещества, как О2, СО2, соли, и, кроме того, грубодисперсные при-
меси, в частности частицы песка и золы, обладающие абразивными
свойствами. При больших скоростях движения воды (2—2,5 м/с) твер-
дые частицы, царапая и истирая поверхность металла, вызывают ме-
ханическое повреждение защитных пленок и тем самым облегчают про-
текание коррозии. В промышленных районах в источники водоснабже-
ния часто попадают со сточными водами аммиак, нитриты, сероводород
и другие стимуляторы коррозии. В процессе стабилизационной обра-
ботки охлаждающей воды (см. § 10.3), например при рекарбонизации
и подкислении, возможно понижение pH до значений, меньших 7.
Источник водоснабжения ТЭС обычно выбирается ис-
ходя из потребностей в количестве охлаждающей воды и
иногда, что очень редко, с учетом ее качества. Практичес-
ки для целей охлаждения используют природные воды са-
мого разнообразного состава. В этих условиях основным
методом уменьшения скорости коррозии поверхностей кон-
денсатора со стороны охлаждающей воды должен быть
целесообразный выбор материала труб. Эксплуатационные
наблюдения показывают, что при общем солесодержании
охлаждающей воды менее 200 мг/л, незначительной кон-
6*
83
центрации хлоридов (менее 5 мг/л) и отсутствии в воде ам-
миака, нитритов и сероводорода скорость коррозии латун-
ных труб составляет 0,02—0,06 мм в год. При этой скорости
срок службы труб из латуней Л68, ЛО70-1 составляет 10—
20 лет. С увеличением в воде общего солесодержания, кон-
центрации хлоридов и грубодисперсных примесей коррозия
латунных труб усиливается и срок их службы сокращает-
ся. Более коррозионно-стойкими являются латуни с при-
садкой мышьяка. Мышьяковистые латуни, например
ЛМш68-0,06, ЛОМш-70-0,06, обычно применяют на водах
с высоким солесодержанием, малой загрязненностью сто-
ками и небольшой концентрацией абразивных частиц. На
водах с большой минерализацией при общем солесодержа-
нии свыше 1500 мг/л и с высоким содержанием абразивных
веществ — песка, золы — применяют наиболее стойкие, но
более дорогие медно-никелевые сплавы, например МНЖ5-1,
МН70-30 (мельхиор).
На нескольких зарубежных ТЭС, конденсаторы которых охлажда-
ются морской водой, проведено опробование трубок из титана. Защит-
ная оксидная пленка на титане оказалась достаточно устойчивой про-
тив коррозионного и эрозионного воздействия даже при содержании в
воде абразивных примесей и очень больших скоростях воды (более
5,5 м/с). К продуктам жизнедеятельности микроорганизмов, к действию
хлоридов, сероводорода и аммиака титан нечувствителен. По сравне-
нию с медными сплавами теплопроводность титана меньше, но его боль-
шая прочность и коррозионная стойкость позволяют снизить толщину
стенок титановых трубок до 0,6—0,7 мм. Смогут ли конкурировать тон-
костенные трубки из дорогого титана с трубками из других более де-
шевых материалов, покажет будущее.
Повысить коррозионную стойкость трубок из медных
сплавов можно, создавая сверху собственной окисной плен-
ки Сн2О искусственную пленку с более высокими защит-
ными свойствами. Этим целям отвечает метод обработки
охлаждающей воды сернокислым железом, получающий
на ТЭС все большее распространение. Реагент — железный
купорос — в виде концентрированного 20 %-ного раствора
вводят в охлаждающую воду в небольших дозах (1—5 мг/л
Fe) возможно ближе к конденсатору. В условиях сильного
разбавления протекают гидролиз и окисление ионов Fe2+
в Fe3+ с образованием положительно заряженных коллоид-
ных частиц гидроокиси железа. Эти частицы адсорбиру-
ются катодной поверхностью металла, создавая гомоген-
ный слой окиси железа, кристаллическая часть которого
84
состоит из y-FeO-OH. С момента начала обработки охлаж-
дающей воды сернокислым железом до получения патруб-
ках конденсатора сплошного защитного слоя толщиной до
75 мкм проходит несколько недель. В последующем требу-
ется вести периодическое дозирование реагента. Посколь-
ку на образование искусственной защитной пленки влияют
многие факторы (температура, pH, концентрации окислите-
лей и восстановителей, общее солесодержание воды и пр.),
режим обработки для каждой ТЭС устанавливается опыт-
ным путем [2.8]. Применяемая на многих станциях непре-
рывная очистка трубок конденсатора резиновыми шарика-
ми не мешает образованию защитной пленки из окислов
железа, а делает ее поверхность (коричневого цвета) блес-
тящей. Рекомендуется не проводить одновременно хлори-
рование воды (см. § 10.3) и дозирование FeSO4. * ,
Скорость развития коррозионных трещин в конденса-
торных трубках зависит от значения остаточных напряже-
ний в металле. В процессе изготовления труб для снятия
напряжений применяют отжиг. Во время монтажа при раз-
вальцовке концов труб в трубных досках снова появляются
напряжения, для их снятия требуется дополнительная тер-
мообработка. Чаще всего ее проводят паром по специаль-
ной технологии. Развитию коррозии под напряжением спо-
собствует также вибрация труб. Для увеличения срока
службы конденсаторных труб необходимо устранять их виб-
рацию и поддерживать чистоту со стороны охлаждающей
воды.
Для борьбы с минеральными отложениями и биологическими обра-
станиями в настоящее время используются различные способы (см.
§10.3).
Для защиты стальных трубных досок от непосредственного воз-
действия охлаждающей воды, которая по отношению к углеродистой
стали обычно является коррозионно-активной, применяют различные
покрытия из наирита, тиокола, неопрена, эпоксидной смолы. Защитные
покрытия одновременно служат средством уплотнения вальцовочных
соединений труб с трубными досками. Наличие покрытий не затрудняет
замену поврежденных труб при ремонте конденсатора. Когда наруша-
ется само покрытие, его легко восстановить. Уменьшение коррозии
конденсаторных труб и увеличение плотности вальцовочных соединений
труб с трубными досками имеют большое значение для сокращения
поступлений примесей в основной цикл ТЭС с присосами охлаждающей
воды. Для уменьшения скорости коррозия поверхностей водяных камер,
трубных досок и концов конденсаторных труб применяют также элект-
рохимическую (катодную) защиту. Этот вид защиты может оформлять-
85
ся либо присоединением добавочного более отрицательного анода —
протектора, либо осуществлением катодной деполяризации за счет при-
ложенного извне напряжения. В качестве протекторов в конденсаторах
турбин используются пластины из цинка или алюмомагниевоцинкового
Рис. 2.17. Схема разме-
щения протекторов в
водяной камере конден-
сатора турбины:
1 — водяная камера; 2 — не-
изолированные стержни;
3—изолированный стержень;
4 — протектор; 5 — гальва-
нометр, фиксирующий раз-
рушение пластин
Рис. 2.18. Схема электрохимиче-
ской защиты при наложении
внешнего напряжения:
1 — источник постоянного тока; 2 —
миллиамперметр; 3 — анод; 4 — изоли-
рующие втулки; 5 — конденсатор тур-
бины
сплава. Так как с течением времени пластины-протекторы растворяют-
ся, необходимо периодически заменять их новыми. Схематично разме-
щение протекторов в водяной камере конденсатора показано на рис. 2.17.
На рис. 2.18 представлена схема электрохимической защиты при нало-
жении напряжения от внешнего источника постоянного тока.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
КОРРОЗИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ТЭС
И ЕЕ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИ ОСТАНОВАХ
И ПРОМЫВКАХ ОБОРУДОВАНИЯ
3.1. КОРРОЗИЯ ПРИ ОСТАНОВАХ И МЕТОДЫ
КОНСЕРВАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ
Как основное, так и вспомогательное теплоэнергетичес-
кое оборудование подвергается коррозии не столько тог-
да, когда оно находится в работе, а, главным образом, ког-
86
да оборудование простаивает. Эксплуатационные данные
показывают, что продолжительность простоев может ме-
няться в широких пределах — от суток до нескольких меся-
цев. Когда котлы и турбины ставятся на капитальный и
текущий ремонты или находятся в холодном или горячем
резерве, существенно снижается температура металла и
изменяются факторы коррозии. Так, если в паровом трак-
те в обычных условиях эксплуатации поверхности металла
соприкасаются с перегретым паром и подвергаются газо-
вой коррозии, то при остановах оборудования конденсация
пара приводит к образованию на поверхности металла
пленки влаги, в связи с чем возникает возможность элек-
трохимической коррозии. На участках пароводяного трак-
та ТЭС, которые при работе оборудования соприкасаются
с влажным паром или водой, при остановах, как правило,
изменяется коррозионная активность среды вследствие из-
менения состава и концентраций отдельных примесей.
В большинстве случаев коррозионные повреждения
оборудования во время простоев, или, как их еще называ-
ют, «стояночная коррозия», обусловлены попаданием в
контур ТЭС атмосферного воздуха. Если в условиях нор-
мальной эксплуатации кислород может проникать в паро-
водяной тракт в основном через неплотности оборудования,
работающего под вакуумом, то при остановах энергобло-
ков пути проникновения кислорода существенно расширя-
ются. Так, во время капитальных и текущих ремонтов, ког-
да производят ревизию арматуры, замену поверхностей на-
грева, вскрывают и осматривают коллекторы и барабаны
котлов и выполняют прочие работы, приходится нарушать
герметичность аппаратуры и полностью или частично ос-
вобождать ее от воды. Даже при полном дренировании осу-
шить внутренние поверхности таких сложных и развитых
трубных систем, как пароводяные тракты современных
энергоблоков, практически невозможно. Охлаждение обо-
рудования обычно сопровождается конденсацией остаю-
щегося пара, и внутренние поверхности металла, в том чис-
ле и парового тракта, покрываются пленкой влаги. В от-
дельных элементах оборудования имеются недренируемые
участки, например нижние гибы вертикальных змеевиков
пароперегревателей, в них скапливается вода.
Кислород воздуха диффундирует через пленку влаги, и
на поверхности металла возникают местные микроэлемен-
ты. В зависимости от состава примесей, качества металла и
состояния его поверхности коррозия во время простоев мо-
87
жет быть сплошной или местной. Чистые поверхности из
углеродистой и низколегированной сталей обычно корро-
дируют равномерно. Когда их поверхность загрязнена рых-
лыми отложениями или скоплениями шлама, возникает
точечная или язвенная коррозия. Общая площадь повреж-
денного металла при этом небольшая, но проникновение
отдельных очагов коррозии в глубь металла может быть
значительным.
Вторичные продукты стояночной коррозии, состоящие
преимущественно из FesO3, при последующей работе обору-
дования на воде, не содержащей растворенного кислорода,
могут выполнять роль деполяризатора. Восстанавливаясь
до окислов низшей валентности, т. е. FeO и Fe3O4, вторич-
ные продукты стояночной коррозии могут усиливать про-
текание различных видов местной коррозии. Являясь цент-
рами концентрирования механических напряжений, мест-
ные повреждения металла, образовавшиеся при стояночной
коррозии, в условиях эксплуатации облегчают разви-
тие коррозии под напряжением. Продукты стояночной кор-
розии при пуске оборудования частично смываются пото-
ком рабочей среды.
Из опыта работы ТЭС известно, что концентрации про-
дуктов коррозии в питательной воде котлов при пусках
оборудования после остановов могут увеличиваться в де-
сятки и даже сотни раз. Нарушение норм питательной во-
ды по этому показателю ведет к усилению железоокисного
накипеобразования в котлах и увеличению заноса проточ-
ной части турбин окислами железа и меди. Чтобы устра-
нить опасные последствия стояночной коррозии, нужно-
своевременно принимать меры по ее предотвращению. Спе-
циальные меры или способы уменьшения повреждаемости и
порчи оборудования в результате его коррозии во время
простоев объединяют общим понятием — консервация обо-
рудования.
Для защиты проточной части турбин в большинстве случаев ис-
пользуются «сухие» методы консервации. На блочных установках при-
меняют способ консервации турбин газообразным азотом. Предупреж-
дение присосов воздуха обеспечивается поддержанием в турбине избы-
точного давления азота около 0,1—0,2 кгс/см2. В период консервации
азот подводится к турбине через трубопроводы отборного пара и через,
конденсатор. Применяется также метод консервации турбин горячим
воздухом. Эти способы основаны на эксплуатационных наблюдениях,,
которые показывают, что чистые поверхности металла турбин в атмо-
сфере сухого воздуха или азота практически не корродируют.
88
Схема консервации турбины горячим воздухом показана на рис.
3.1. Воздух подводится через нижние точки средней части турбины, а
отводится через концевые уплотнения и другие неплотности. Так как
воздух забирается из помещения машинного зала, где относительная
влажность довольно высока, для устранения возможности конденсации
Рис. 3.1. Схема консервации турбины
горячим воздухом:
1 — вентилятор; 2 — нагреватель
Рис. 3.2. Коррозионное повреждение
диска турбины
влаги температуру в турбине необходимо поддерживать на 3—5 °C вы-
ше температуры окружающей среды.
При остановах турбин до полного охлаждения всегда заботятся
о том, чтобы устранить источники попадания пара в турбину, ликвиди-
руя просачивание пара через запорную арматуру, поступление из паро-
проводов отборов и пр. Конденсация пара в охлаждаемой турбине при-
водит к появлению на поверхности металла пленок влаги и протеканию
тех или иных процессов электрохимической коррозии. Когда в турбинах
есть солевые отложения, в местах их скопления могут получаться кон-
центрированные растворы электролитов. Скорость электрохимической
коррозии в таких растворах заметно увеличивается. На рис. 3.2 показан
диск турбины со следами стояночной коррозии в виде многочисленных
язвин разных размеров.
Методы консервации турбин газообразным азотом и горячим воз-
духом обеспечивают постоянную готовность машины к работе. При
длительных остановах турбин находит применение сухой способ кон-
сервации с помощью влагопоглотителей. В этом случае турбину отслу-
шают от всех паропроводов, а в паровое пространство конденсатора
помещают лотки с кусками прокаленного хлористого кальция, негаше-
ной извести или силикагеля. Благодаря гигроскопичности влагопогло-
тителей воздух в турбине осушается. При остановах турбины на капи-
тальный ремонт в процессе охлаждения обычно осуществляют промыв-
89
ку турбины влажным паром с тем, чтобы удалить с поверхности металла
соли и другие загрязнения, облегчающие протекание атмосферной кор-
розии после разгерметизации и вскрытия турбины. Во время капиталь-
ного ремонта производят тщательный осмотр внутренних поверхностей^
фиксируют места скопления отложений, отбирают их пробы на анализ..
Затем проводят механическую очистку поверхностей от отложений, не
удаленных при промывке влажным паром. Окалину и продукты корро-
зии удаляют зачисткой коррозионных язвин до чистого металла.
При остановах котлов стояночной коррозии могут подвергаться
любые участки внутренних поверхностей. Если при работе котла от кис-
лородной коррозии страдают в основном входные участки экономайзе-
ров, то при простоях кислородная коррозия поражает не только эконо-
майзер, но и барабан, опускные и подъемные трубы, коллекторы и
змеевики пароперегревателей. В них коррозионные повреждения в виде
отдельных язвин располагаются преимущественно в нижних петлях^ где
скапливается конденсат. В барабанах коррозионные язвины встречаются
вдоль нижней образующей, обычно ближе к концам барабана, где бы-
вает больше шлама. Равномерное разрушение металла при простоях
в отличие от коррозии в рабочих условиях характеризуется образова-
нием большого количества продуктов коррозии, содержащих гидрооки-
си железа.
Продукты коррозии с высоким содержанием Fe(OH)3 из-за оран-
жевой окраски гидроокиси железа имеют рыже-коричневый цвет..
В обыденной жизни их называют ржавчиной.
Для энергетических котлов методы «сухой» консервации в настоя-
щее время применяют редко. Осушить внутренние поверхности котла,,
дренируя неостывший агрегат и впуская туда воздух, можно лишь вре-
менно. Когда котел остывает, при поступлении в него атмосферного
воздуха вновь происходит увлажнение поверхностей вследствие конден-
сации водяных паров, содержащихся в воздухе. Применение специаль-
ных влагопоглотителей с организацией принудительной циркуляции го-
рячего воздуха в мощных котлах по конструктивным и экономическим
соображениям затруднительно.
Для защиты металла от стояночной коррозии в случаях, когда ко-
тел заполнен водой или когда на его поверхностях имеется пленка вла-
ги, используют методы консервации, основанные на понижении корро-
зионно-агрессивных свойств среды. Как уже указывалось ранее, при
простоях оборудования увеличение агрессивности среды связано с про-
никновением в аппаратуру атмосферного воздуха и повышением в воде
концентрации растворенного кислорода. В остановленном котле даже
при полностью закрытой арматуре насыщение воды кислородом проис-
ходит довольно быстро. Максимальные концентрации кислорода наблю-
даются в местах присоса воздуха. Через несколько суток простоя кис-
лород обнаруживается во всех точках котла, несмотря на относительно
90
малую скорость диффузии молекул -кислорода в спокойной жидкости.
При кратковременных остановах находит применение простой и не
требующий каких-либо реагентов способ консервации котлов деаэриро-
ванной водой. При этом способе предусматривается заполнение котла,
включая пароперегреватель, питательной водой и поддержание в агре-
гате избыточного давления, чтобы предотвратить присосы воздуха.
Так как при заполнении котла водой из змеевиков пароперегревателя
и других участков тракта воздух может удалиться не полностью, а так-
же в связи с тем, что в питательной воде могут быть небольшие оста-
точные концентрации кислорода, консервация котлов питательной во-
дой, существенно уменьшая стояночную коррозию, не обеспечивает
полного ее предотвращения. Более надежна консервация котлов с при-
менением ингибиторов коррозии, которые способствуют образованию на
поверхности металла защитных пленок, препятствующих дальнейшему
протеканию коррозионных процессов. *
При низких температурах роль ингибиторов коррозии могут вы-
полнять различные щелочные соединения. В растворах NaOH, NH4OH
на поверхности металла образуются кроющие пленки гидратов окислов
железа; в растворах фосфата на анодных участках образуются нерас-
творимые фосфаты железа. Несмотря на эффективность защиты метал-
ла, метод консервации котлов растворами едкого натра и фосфата нат-
рия не получил большого распространения. Применение концентриро-
ванных растворов реагентов создает неудобства при пуске котла, так
как требуется дренировать защитный раствор и отмыть поверхности.
Если в пароперегревателе останется щелочной раствор, агрессивно дей-
ствующий на металл при высоких температурах, то после пуска котла
будет наблюдаться усиление коррозии труб.
При консервации котлов, которые останавливаются на неопреде-
ленное время и пуск которых должен производиться возможно быстрее,
преимущества имеют ингибиторы, не вызывающие необходимости вы-
теснения защитного раствора перед растопкой. К таковым относятся
аммиак и гидразингидрат. При растопке котла концентрации этих ин-
гибиторов в воде постепенно снижаются. Являясь летучим веществом,
аммиак переходит из жидкой фазы в пар и вместе с ним удаляется из
котла. Гидразингидрат по мере повышения температуры подвергается
термическому разложению с образованием летучих продуктов NH3, N2,
Н2, которые также уносятся с паром. Установлено, что при низких тем-
пературах растворы аммиака и гидразина оказывают пассивирующее
действие на сталь, если их концентрация превышает 200 мг/л. В каче-
стве защитных растворов для котлов 'высоких параметров рекоменду-
ется [3.1] применять растворы аммиака с концентрацией, обеспечиваю-
щей повышение pH до 10,5—11,0, и гидразина с концентрацией не ни-
же 300- 500 мг/л N2H4. Защитное действие раствора гидразина основано
на восстановительных и пассивирующих его свойствах. Поскольку
91
скорость взаимодействия гидразина с кислородом зависит от темпера-
туры и pH раствора, в целях быстрого связывания кислорода, прони-
кающего с присосами, целесообразно увеличивать pH заполняющего
раствора и его температуру. По указанным выше соображениям для
повышения pH защитного раствора лучше использовать летучие осно-
вания; обычно применяют аммиак. В настоящее время метод консерва-
ции смешанным гид разинно-аммиачным раствором (концентрация N2H4
300—500 мкг/л; pH 10,5—11,0; температура 150—200 °C) широко при-
меняется на ТЭС 5 Этот метод позволяет надежно консервировать энер-
гетические котлы как барабанного, так и прямоточного типа, однако
применять его можно лишь при простоях, не связанных с разгерметиза-
цией оборудования.
На блочных ТЭС, где требуется повышенная эксплуатационная на-
дежность мощного энергооборудования, при остановах необходимо осу-
ществлять консервацию не только котлов, но и всего пароводяного'
тракта ТЭС. В этих условиях преимуществами обладает метод консер-
вации азотом. Вытесняя из оборудования воду и пар и заполняя его
газообразным азотом, преследуют цель не только воспрепятствовать
поступлению в аппаратуру атмосферного воздуха, но и добиться умень-
шения концентрации в воде растворенного кислорода, если при останове
не удалось избежать его попадания. Так как скорость коррозии с кис-
лородной деполяризацией в основном зависит от концентрации кисло-
рода, снижение последней ведет к уменьшению скорости стояночной
коррозии. Чтобы исключить присосы воздуха, необходимо на все время
простоя поддерживать в оборудовании избыточное давление азота. Не-
обходимо пользоваться азотом высокой чистоты с содержанием в нем
кислорода не более 0,5 % Оз-
Для быстрого заполнения оборудования азотом на электростанции
необходимо иметь достаточный запас газа. На крупных ТЭС сооружа-
ют стационарные установки для получения азота; резервными емкостя-
ми служат баллоны или ресиверы. Обычно азот вводят в нескольких
точках пароводяного тракта. Места ввода азота выбирают с учетом
особенностей как котла, так и тепловой схемы энергоблока. На рис. 3.3
показана схема азотной консервации прямоточного котла ПК-33. Ввод
азота производят в сбросные трубопроводы из растопочных сепарато-
ров, в трубопровод после редукционно-охладительной установки (РОУ),
в холодные нитки промежуточного пароперегревателя, а также через
воздушники после экономайзера и пароперегревателя первой ступени.
Варианты схем азотной консервации регенеративных подогревате-
лей показаны на рис. 3.4. Так как внутренние поверхности регенератив-
ных подогревателей. омываются рабочей средой с паровой и водяной
1 Для ускорения взаимодействия кислорода с гидразином предло-
жено [2.4] использовать медь. —Прим. ред.
92
к.ЦВД
к дед
шв
В деаэратор
Рис. 3.3. Схема азотной консервации котла ПК-33:
1 — тракт котла; 2 — промежуточный пароперегреватель; 3 — растопочный сепа-
ратор; 4— РОУ; 5 - общий станционный коллектор азота
В конденсатор
ОтЦВД
1
*
К ресиверам
Подвод азота,
от стационарной,
азотной установки.
сторон, заполнение азотом предусматривается как парового, так и во-
дяного пространств. В паровую часть подогревателей высокого давле-
ния азот подводят по трубопроводам отборного пара, а в водяную —
через воздушники, имеющиеся на трубопроводе перед ПВД.
Технология азотной консервации котлов несколько видоизменяется
в зависимости от условий, в которых производится останов. Когда ко-
тел останавливают аварийно из-за разрыва какой-либо трубы, сначала
подают азот к участку поврежденной поверхности, чтобы предотвра-
тить попадание воздуха, а затем заполняют азотом остальные участки
котла. На время выполнения сварочных 1 работ подачу азота в повреж-
1 Азот может вызвать удушье ремонтного персонала. Для того
чтобы немедленно обнаружить его поступление к месту выполнения ре-
монтных работ, в азот добавляют аммиак. Появление запаха аммиака
является сигналом для принятия мер предосторожности. — Прим,. ред„
93
J*, .. ......J " —————IX}—~ ..
От конденсатных насосов 5) S деаэратор
Рис. 3.4. Схема азотной консервации регенеративных подогревателей:
а — для ПВД; б —для ПНД; 1 — трубопроводы отборного пара к ПВД; 2 —
трубопроводы отсоса парогазовой смеси из ПНД
денную поверхность котла прекращают. При плановых остановах по-
дачу азота в котел начинают при снижении давления пара в промежу-
точном пароперегревателе до 5 кгс/см2. Когда в процессе останова из
котла была полностью или частично спущена, вода, перед подачей азота
котел заполняют деаэрированной водой, а затем воду вытесняют азо-
том, так как при непосредственном вытеснении воздуха азотом расход
последнего увеличивается в 4—5 раз. По окончании периода консерва-
дии азот из пароводяного тракта выпускают в атмосферу.
Во время капитальных ремонтов, когда оборудование подвергается
полной разгерметизации, методы защиты от стояночной коррозии путем
заполнения аппаратуры консервирующими растворами или инертным
газом (азотом) практически неосуществимы. Для уменьшения коррозии
металла при свободном доступе атмосферного воздуха стремятся
заблаговременно получить на металлической поверхности устойчивые за-
щитные пленки, способные просуществовать на протяжении всего пе-
риода капитального ремонта (1,5—2 мес). С этой целью применяют об-
’.94
Рис. 3.5. Схема консервации пароводяного тракта блока 300 МВт:
1 — ПВД; 2 — поверхности нагрева котла; 3 — сепаратор; 4 — РОУ; 5 — коллектор
(2 МПа); 6 — деаэратор; 7—бак раствора NH3; 5 —бак раствора N2H4; 9 — на-
сосы- дозаторы; 10 — бустерные насосы; 11 — питательные насосы; I — линия сбро-
са в конденсатор; II— линия к ЦСД турбины; III— линия в котлован химических
промывок
работку внутренних поверхностей котлов смешанным раствором нитри-
та натрия NaNO2 и аммиака концентрацией 2,5 %. Продолжительность
обработки поверхностей металла нитритно-аммиачным раствором при
комнатной температуре составляет 20—24 ч. После того как раствор
слит, производят ремонтные работы. Перед пуском оборудования в ра-
боту необходимо проводить тщательную отмывку водой от нитритов
во избежание нитритной коррозии котлов. Отработавший раствор нит-
ритно-аммиачной смеси может храниться длительное время и исполь-
зоваться многократно. Сбрасываемые порции раствора подлежат обез-
вреживанию, так как предельно допустимая концентрация нитритов в-
сбрасываемых водах не должна превышать 30 мг/л NOJC-
На блочных установках в связи с опасностью нитритной коррозии
предпочитают применять перед капитальными ремонтами обработку
поверхностей котлов раствором гидразина и аммиака; концентрация
N2H4 300—500 мг/л, pH не менее 10,5. Схема консервации пароводяного
тракта мощного энергоблока закритических параметров этим раство-
95
ром показана на рис. 3.5. При 150—200 °C обработка пассивирующим
раствором длится около 24 ч. По окончании обработки токсичный рас-
твор гидразина вытесняют из контура обессоленной водой и направля-
ют в специальный котлован для обезвреживания.
3.2. КОРРОЗИЯ ПРИ ХИМИЧЕСКИХ ПРОМЫВКАХ
ОБОРУДОВАНИЯ
На тепловых электростанциях широко применяют хими-
ческие промывки оборудования. На всех впервые пускае-
мых котлах и энергоблоках проводят предпусковые хими-
ческие промывки, целью которых является удаление из
смонтированного оборудования технологической окалины,
продуктов атмосферной коррозии, сварочного грата, сма-
зочных материалов, земли, песка, золы и прочих загрязне-
ний. Окалина, образующаяся при изготовлении труб на
металлургических заводах, несмотря на применение специ-
альных способов по ее очистке, полностью с поверхности
металла, как правило, не удаляется. Дополнительные ко-
личества технологической окалины образуются на котло-
строительных заводах при термической обработке гибов
труб, сварных стыков, коллекторов котлов и прочих узлов
поставочных блоков. Сварочный грат попадает на внутрен-
ние поверхности при сварочных работах. Другие загрязне-
ния поступают при перевозке, хранении, во время и после
монтажа. Продукты атмосферной коррозии накапливаются
в течение всего периода, пока монтируемое оборудование
не будет подготовлено к работе. Этот срок исчисляется ме-
сяцами, а может достигать и 1,5 года.
Предпусковая очистка энергетического оборудования—
это сложный и продолжительный технологический процесс,
осуществляемый в несколько этапов. Она продолжается
10—30 сут. Вначале проводят водные промывки для уда-
ления из оборудования загрязнений, которые слабо сцеп-
лены с поверхностью металла, т. е. песка, земли, рыхлых
продуктов коррозии, и вытеснения воздушных «пробок» из
верхних петель змеевиков. После водных промывок обра-
батывают поверхности щелочными растворами, чтобы уда-
лить смазочные материалы. Основным этапом предпуско-
вой химической промывки является кислотная обработка,
предназначенная для растворения и удалениия с поверхно-
сти металла технологической окалины и продуктов атмос-
ферной коррозии. Затем следуют этапы повторной водной
промывки, нейтрализации остатков кислоты и заполнение
пассивирующим раствором. Предпусковой химической про-
96
мывке подвергают питательные трубопроводы, подогрева-
тели высокого давления с водяной1 стороны, экономайзеры,
экраны и барабаны котлов, большую часть паропроводов
перегретого пара и вторичный пароперегреватель.
Для удаления продуктов коррозии и отложений, обра-
зовавшихся при работе оборудования, проводят эксплуа-
тационные химические промывки. В отличие от предпуско-
вой, которая проводится 1 раз, эксплуатационные промывки
за время службы оборудования могут повторяться не-
однократно. Периодичность проведения эксплуатационных
промывок зависит от состояния водного режима данной
ТЭС. При необходимости эксплуатационным промывкам
подвергают отдельные участки пароводяного тракта. Про-
водят эксплуатационные промывки котлов, турбин, конден-
саторов, регенеративных и сетевых подогревателей. Техно-
логические схемы эксплуатационных промывок строят с
учетом состава отложений, которые частично или полностью
должны быть переведены в раствор и смыты с поверхнос-
тей оборудования. При всем разнообразии методов хими-
ческих промывок практически все моющие растворы по от-
ношению к металлу являются коррозионно-активными. По
сравнению с предпусковой промывкой каждая эксплуатаци-
онная менее продолжительна, но поскольку эксплуатацион-
ные промывки проводятся многократно, при их проведе-
нии, так же как и во время предпусковой промывки, необ-
ходимо организовать защиту металла от коррозии.
Оптимальными считаются такие методы химической
очистки, которые обеспечивают сочетание большой скорос-
ти растворения продуктов коррозии и отложений с мини-
мальной коррозией металла. Для уменьшения коррозии во
время химических промывок в моющие растворы добавля-
ют ингибиторы коррозии, которые тормозят катодный или
анодный процессы или оба одновременно. Ингибиторов, ко-
торые были бы эффективны для любой среды и любого ме-
талла, не существует. Подбор ингибиторов и их смесей осу-
ществляют экспериментально применительно к конкретным
условиям химической очистки. Из числа ингибиторов, под-
ходящих для данной реакции среды (нейтральная, кислая
или щелочная), при химических промывках теплоэнерге-
тического оборудования отдают предпочтение хорошо рас-
творимым веществам, которые могут водиться в незначи-
тельных концентрациях и являются недифицитными и не-
дорогими. Учитывают также возможность последующего
обезвреживания моющих отработавших растворов.
7—905
97
На ТЭС при химических промывках применяются раст-
воры соляной, серной, адипиновой, ортофталевой, лимон-
ной кислот, моноаммонийцитрата, а также композиций на
основе комплексонов. Выпускаемая промышленностью ин-
гибированная соляная кислота содержит ингибитор ПБ-5,
представляющий собой продукт конденсации уротропина и
анилина. Этот ингибитор замедляет коррозию стали при
температурах не свыше 60°C. В моющие растворы соляной
кислоты добавляют и другие ингибиторы, такие, как ката-
пин-алкилбензилпиридинхлорид, БА-6— продукт конденса-
ции бензиламина и формальдегида, И-1-А, ПКУ, уротропин.
Ингибиторы катапин К и ПКУ пригодны также для раст-
воров серной кислоты; в разбавленных растворах серной
кислоты хорошим ингибитором является гидразин. Для
растворов лимонной кислоты и моноаммонийцитрата эф-
фективным ингибитором является каптакс (2-меркаптобенз-
тиазол); обычно его применяют в смеси с поверхностно-
активными веществами ОП-Ю и ОП-7—продуктами кон-
денсации алкилфенола с окисью этилена. Добавление в
щелочные растворы ОП-Ю и ОП-7 ускоряет процесс обез-
жиривания поверхностей.
Принципиальные схемы химических промывок тепло-
энергетического оборудования, технология промывок раз-
личными методами и перспективы дальнейших работ в
этой области подробно рассматриваются в [3.2].
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ПОСТУПЛЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ В ПАРОВОДЯНОЙ
ЦИКЛ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Как уже указывалось во введении, на паротурбинных
ТЭС в качестве исходного сырья при подготовке воды для
тех или иных целей пользуются природной водой из по-
верхностных или подземных источников.
Примеси природных вод очень разнообразны; они изу-
чаются в гидрохимии и гидробиологии. Гидробиологи изу-
чают живые организмы, населяющие природные воды. Без
помощи гидробиологов не могут разрабатываться меры
борьбы с биологическим загрязнением систем охлаждения
ТЭС. Минеральные примеси природных вод, их состав, про-
исхождение, закономерности изменения концентрации в
98
разные периоды времени изучаются гидрохимиками [4.1].
При проектировании тепловых электростанций необхо-
димы наиболее полные данные об изменении состава при-
месей воды по сезонам и по1 годам, т. е. надо знать гидро-
химический режим источника водоснабжения. Не имея та-
ких данных, невозможно учесть наиболее тяжелые условия
работы водоподготовительной установки и тем самым обес-
печить нормальную эксплуатацию ТЭС. Знание гидрохи-
мического режима за предшествующие годы не освобож-
дает от необходимости вести наблюдения за качеством воды
источника водоснабжения и в последующее время, учи-
тывая возможность изменения этого режима в результате
строительства гидротехнических сооружений, изменения
размеров сброса промышленных и коммунальных сточных
вод, их характера и степени очистки. * ,
Происхождение типичных примесей природных вод, их
классификация по преобладающим ионам (классифика-
ция О. А. Алекина), основные технологические показатели
качества воды и другие сведения из гидрохимии рассмат-
риваются в курсе «Водоподготовка» и входят соответствен-
но в учебные пособия по этому предмету [4.2, 4.3]. В них
рассматриваются сущность методов удаления из воды от-
дельных примесей, основы построения комбинированных
технологических схем, устройство и работа водоподготови-
тельного оборудования. Для того чтобы обосновать выбор
наилучшего варианта очистки разных по назначению вод
ТЭС, необходимо знать, какие именно примеси и насколько
полно следует удалять из воды, чтобы подготовить ее к ис-
пользованию, т. е. необходимо знать требования к качеству
обработанной воды. Эти требования устанавливаются, ис-
ходя из условий водного режима станции в целом. В связи
с существенным различием водных режимов основных цик-
лов, тепловых сетей и систем охлаждения конкретные
требования к воде, поступающей в эти контуры, также
различны.
Организация водно-химических режимов имеет целью
поддержание концентраций примесей в пределах, обеспе-
чивающих надежную и экономичную работу оборудования.
Так как химические реагенты, т. е. фосфаты, гидразин,
аммиак и другие реагенты, вводятся специально, то этот
источник поступления примесей полностью управляем;
ввод этих веществ регулируется эксплуатационным персо-
налом. «Естественными» путями проникновения примесей
в контурные воды ТЭС являются поступление их с добавоч-
7*
99
ной водой, восполняющей потери пара и воды в контуре,
поступление через неплотности в аппаратуре, т. е. присосы
охлаждающей воды в конденсаторах турбин, а сетевой во-
ды в сетевых подогревателях, присосы в установках про-
изводственных потребителей пара, присосы воздуха в эле-
ментах оборудования, находящихся под разрежением, и
поступление примесей в результате коррозии оборудования,,
соприкасающегося с паром и водой.
4.2. ПОСТУПЛЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ С ДОБАВОЧНОЙ ВОДОЙ
Существующие технологические схемы водоподготови-
тельных установок дают возможность получать очищенную
воду различного качества. Широко применяемое при под-
готовке добавочной воды для современных котлов химиче-
ское обессоливание позволяет эффективно удалять из воды
примеси, находящиеся в ионизированном состоянии, т. е.
катионы Са2+, Mg2+, Na+, NH^n анионы Cl~, SO^A НСОГ
HSiO Г NOF, NO2~
Остаточные концентрации ионов в обессоленной воде
зависят от технологической схемы ионирования; так, при
упрощенной схеме обессоливания суммарное содержание-
всех ионов составляет обычно 2—5 мг/л, в двухступенча-
той —0,1—0,5 мг/л, в трехступенчатой — менее 0,1 мг/л не-
зависимо от солесодержания исходной воды. В обессолен-
ной воде могут оставаться тонко измельченные и коллоид-
но-растворенные примеси природной воды, содержащие
Si, Al, Fe и другие элементы в комплексе с органическими
веществами. Обычный контроль качества добавочной воды
не всегда может зафиксировать присутствие примесей, на-
ходящихся в таком состоянии. Это обстоятельство является
причиной применения таких терминов, как «определяемая»
и «неопределяемая» кремнекислота1.
1 Более правильными названиями являются «реакционная» и «не-
реакционная» кремнекислота. Реакционной называют ту часть общего
содержания кремнекислотных соединений, которая «проявляется», т. е.
реагирует с молибденово-кислым аммонием в определенных условиях,
образуя окрашенные комплексы. Нереакционная часть общего кремне-
содержания требует для «проявления» некоторой предварительной об-
работки порции воды, заключающейся в разрушении и растворении слож-
ных силикатов, присутствующих в воде в виде более или менее мелких
частичек. В теплоэнергетической аппаратуре, т. е. в подогревателях,
котлах, перегревателях пара, происходит быстрое разрушение силика-
тов и входящие в их состав компоненты далее функционируют незави-
симо. — Прим. ред.
100
При нормальной работе обессоливающей установки
концентрация «определяемой», т. е. реакционноспособной,
кремнекислоты в обессоленной воде в зависимости от схе-
мы ионирования составляет 0,01—0,02 мг/л SiO2 при двух-
ступенчатой схеме и около 0,1 мг/л SiO2 при упрощенной
схеме. Концентрации «неопределяемой» кремнекислоты и
других коллоидно-растворенных примесей в обессоленной
воде часто превышают остаточные концентрации ионизиро-
ванных примесей.
При подготовке добавочной воды для котлов средних и
повышенных параметров находят применение комбиниро-
ванные схемы умягчения и снижения щелочности воды.
Глубокое умягчение достигается при двухступенчатом ка-
тионировании, снижение общей щелочности воды осущест-
вляется методами Н-катионирования или предварительного
известкования. Вода получается с остаточной жесткостью
менее 2 мгк-экв/л и общей щелочностью 0,3—0,7 мг-экв/л.
При нормальной работе водоочистки качество очищенной
воды по этим показателям почти не изменяется.
Совмещение известкования с магнезиальным обескрем-
ниванием снижает кремнесодержание воды до 0,8—1,0 мг/л
SiO2.
Из растворенных в природной воде газов (О2, N2, СО2,
иногда СН4, H2S) предусматривается удаление водоподго-
товительными установками в большинстве случаев только
углекислоты. Так, в комбинированных схемах Н—Na-кати-
онирования в декарбонизаторах свободная углекислота
удаляется до остаточных концентраций 3—5 мг/л. В схемах
химического обессоливания достигается удаление СО2 в
анионитных фильтрах, загруженных сильноосновным ани-
онитом. В схемах с известкованием воды осаждение СО3
в виде СаСО3 происходит на стадии известкования. Не-
смотря на то что специальное удаление кислорода и азота
на химводоочистке, как правило, отсутствует, концентра-
ции этих газов в очищенной воде получаются отличными от
их концентраций в исходной воде. Концентрация кислоро-
да может уменьшаться в результате протекания окисли-
тельных процессов, в частности на стадии коагуляции во-
ды, когда применяют соли закисного железа (Fe2+), а так-
же на стадиях осветления воды фильтрованием и при копи-
ровании за счет постепенного окисления самих фильтрую-
щих материалов, ионитов и примесей, ими задержанных.
Изменение концентрации растворенных газов может
происходить в осветлителях, баках, декарбонизаторах и
101
другой аппаратуре, где вода непосредственно контактиру-
ет с атмосферным воздухом. Если при господствующих в
этих аппаратах температуре и давлении обрабатываемая
вода окажется пересыщенной газами, они будут выделять-
ся из воды и их концентрация понизится. Если обрабатыва-
емая вода окажется ненасыщенной, то кислород и азот воз-
духа будут растворяться в ней и их концентрации повысят-
ся. Этот случай реализуется при использовании в качестве
источника водоснабжения грунтовых вод глубокого зале-
гания.
Оценка изменения состава воды по отдельным стадиям
ее очистки и определение примерного качества очищенной
воды всегда производятся при проектировании водоподго-
товительных установок. Методика такого рода расчетов
рассматривается в курсе «Водоподготовка». Действитель-
ное качество воды оценивается по результатам химическо-
го контроля, ведущегося на работающих установках.
Когда известны состав исходной воды, технологическая
схема водоподготовки, качество очищенной воды и размер
добавка, легко подсчитать количество примесей, поступаю-
щих в цикл с добавочной водой.
Рассмотрим примеры расчетов для контуров основного, теплофика-
ционного и системы оборотного охлаждения конденсаторов турбин,
В качестве первого примера возьмем энергоблок сверхкритических
параметров мощностью 300 МВт, установленный на КЭС. При нор-
мальной эксплуатации потери в цикле невелики; примем их равными
1 %, тогда при паропроизводительности котла 900 т/ч расход добавоч-
ной воды будет равен 9 т/ч. Если принять, что общее солесодержание
обессоленной воды составляет 0,1 мг/л, а общее кремнесодержание —
0,02 мг/л, то с добавочной водой в основной цикл за час поступит со-
лей 9 т/чХ0,1 г/т=0,9 г/ч, кремнекислоты 9 т/чХ0,02 г/т = 0,18 г/ч.
или в пересчете на тонну паропроизводительности 1 мг/(т-ч) солей и
0,2 мг/(т-ч) кремнекислоты.
В качестве второго примера возьмем ТЭЦ с турбинами давлением
13,0 МПа, мощностью 100 МВт, имеющими отборы на теплофикацию.
Потери в основном цикле таких ТЭЦ близки к потерям на КЭС; примем
их равными 2 %. При паропроизводительности 450 т/ч добавок воды
в котел составит 450-0,02=9 т/ч. Если обессоливание добавочной во-
ды ведется по упрощенной схеме, то в очищенной воде можно полу-
чить солесодержание 3—5 мг/л, кремнесодержание около 0,1 мг/л. При
солесодержании 5 мг/л с добавочной водой в основной цикл за час
поступит солей 9 т/чХ5 г/т—45 г/ч, кремнекислоты 9 т/чХ0,1 г/т=
= 0,9 г/ч, или на тонну паропроизводительности 100 мг/(т-ч) солей и
2 мг/(т-ч) кремнекислоты.
102
При расходе воды в тепловой сети 5500 т/ч и потерях в ней около
2% добавок в теплосеть составит ПО т/ч. При солесодержании доба*
вечной воды теплосети, равном 300 мг/л, в теплофикационный контур
за час будет поступать солей ПО т/чХ300 г/т=33 000 г/ч = 33 кг/ч.
Если ТЭЦ имеет оборотное охлаждение, то при расходе через кон*
денсатор турбины циркуляционной воды в количестве 17 000 т/ч на вое*
полнение потерь в размере 2 % потребуется добавочной воды 340 т/ч.
При солесодержании добавочной воды оборотного цикла 300 мг/л в не-*
го будет поступать за час солей 340 т/чХ300 г/т==102 000 г/ч= 102 кг/ч.
Из сравнения основного, теплофикационного и оборотного циклов ТЭЦ
легко видеть, что количество поступающих в них примесей различно;
наименьшее количество поступает в основной цикл.
В третьем примере рассмотрим ТЭЦ с турбинами давлением 9 МПа,
мощностью 100 МВт, имеющими не только теплофикационные, но и про*
изводственные отборы пара. Мощность котла 500 т/ч. Основными по*
терями на таких ТЭЦ являются внешние. Допустим, что на данной
ТЭЦ они составляют 30 %, а внутристанционные — 2 %, тогда для по-
крытия всех потерь добавок в основной цикл должен составить 32 %
производительности котла 500 т/ч X 0,32 =160 т/ч. Если при подготовке
добавочной воды по схеме известкование — магнезиальное обескремни*
вание — двухступенчатое катионирование общее солесодержание очи*
щенной воды будет равно 100 мг/л, а кремнесодержание — 1 мг/л, то в
основной цикл за час будет поступать солей 160 т/чХЮ0 г/т=
= 16 000 г/ч, кремнекислоты 160 т/чХ 1 г/т = 160 г/ч, или на тонну
паропроизводительности 32 000 мг/(т-ч) солей и 320 мг/(т-ч) кремне*
кислоты.
Для общего случая аналогичный расчет будет выгля-
деть следующим образом:
1) абсолютное количество примеси, г, поступающей в
цикл за час,
Сдоб -^доб Сдоб» (4. 1)
2) количество примеси, мг/(т-ч), поступающей в основ-
ной цикл, по отношению к производительности котла
ё = Од0б//)к = -Рдоб Сдоб/^К ^доб £доб/Ю0/)к =
= обСдоб/1°0 г/(Т’Ч) = Юб/д0б Сдоб* (4Д)
Здесь Рдоб — расход добавочной воды, т/ч; СДОб — кон-
центрация примесей в добавочной воде, мг/л или г/т; с/Доб~~
добавок в цикл, %; DK — паропроизводительность котла,
т/ч.
В рассмотренных выше трех примерах количество при-
месей, поступающих в основной цикл с добавочной водой,
если считать на тонну производительности котла, составило
103
по солям в первом примере (КЭС) 1 мг/(т-ч), во втором
(теплофикационная ТЭЦ) 100 мг/ (т*ч), в третьем (ТЭЦ
с производственными отборами) 32 000 мг/(т*ч). Если про-
должать рассмотрение других примеров, можно получить
дополнительные цифры, которые дадут характерную карти-
ну поступления примесей с добавочной водой на разных
типах станций.
На КЭС обычно поступление примесей в основной цикл
с добавочной водой очень мало; по солям оно составляет
0,5—1,0 мг/(т-ч). На ТЭЦ, имеющих только тепловые сети,
примесей в основной цикл поступает несколько больше. На
ТЭЦ с производственными отборами пара при больших
внешних потерях поступление солей с добавочной водой
возрастает по сравнению с КЭС в тысячи раз и может до-
стигать 50 000 и даже 100 000 мг/ (т • ч)1.
Количество примесей, поступающих с добавочной водой,
на каждой ТЭС может изменяться с течением времени в
связи с изменениями расхода и качества добавочной воды.
Согласно уравнению (4.1) с увеличением расхода £>ДОб и с
увеличением концентрации СДОб поступление примесей в
цикл увеличивается, и, наоборот, уменьшение расхода и
уменьшение концентрации приводят к сокращению поступ-
ления примесей с добавочной водой.
4.3. ПОСТУПЛЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ ЧЕРЕЗ НЕПЛОТНОСТИ
В АППАРАТУРЕ
Присосы в конденсаторах турбин. Большинство конден-
саторов мощных турбин по принципу действия являются
теплообменниками поверхностного типа, в которых по труб-
кам, движется охлаждающая вода, а в межтрубном прост-
ранстве проходит конденсирующийся пар и образующийся
конденсат. Воздушные конденсаторы и конденсаторы кон-
тактного типа с радиаторной охладительной башней («су-
хой» градирней) применяются на крупных ТЭС редко.
Размер площади охлаждающей поверхности и размер
торцевой площади выхлопов отработавшего пара у мощных
турбин, особенно конденсационного типа, велики. Давление
в межтрубном паровом пространстве конденсаторов состав-
ляет 0,003—0,004 МПа, в трубах и в водяных камерах, от-
деленных от парового пространства трубными досками,
1 Абсолютные значения, конечно, определяются не только типом
станции, но и способом подготовки добавочной воды. — Прим. ред.
104
давление воды составляет 0,2—0,3 МПа. Разность давлений
между водяным и паровым объемами конденсатора при ра-
боте турбины почти не меняется и практически не зависит
от нагрузки турбины, а следовательно, и от количества па-
ра, проходящего через конденсатор.
Гидравлическая неплотность, обусловленная дефектами
либо структуры металла, либо монтажа элементов конден-
сатора (зазоры в соединениях труб с трубными досками,
трещины в трубах из-за вибраций и термических напряже-
ний и др.) или вызванная коррозионными разрушениями
стенок труб (сквозные свищи, трещины), будет вызывать
просачивание охлаждающей воды в паровое пространство
и смешивание ее с конденсатом. Чем больше суммарное се-
чение зазоров, трещин, свищей и прочих повреждений в
конденсаторе, тем большее количество охлаждающей воды
поступает в конденсат.
Разность давлений между паровым пространством и ат-
мосферным воздухом с внешней стороны корпуса конденса-
тора невелика, однако из-за несовершенства уплотнений в
разъемных его элементах, главным образом в местах сое-
динений с ЦНД турбины, атмосферный воздух проникает в
паровое пространство конденсатора. Поступление воздуха
в пар возможно также через неплотности в самом ЦНД
турбины.
Несмотря'на совершенствование способов герметизации
вакуумных систем турбин и применение мероприятий по
повышению гидравлической плотности конденсаторов, пол-
ностью исключить присосы воздуха и охлаждающей воды
не удается. Присосы охлаждающей воды у разных турбин
в различных эксплуатационных условиях в большинстве
случаев оцениваются величинами в пределах 0,002—0,02 %;
в аварийных ситуациях, например при полном разрыве
трубки, присосы резко возрастают и достигают более 0,1 %.
Состав и количество примесей, поступающих в конденсат
с охлаждающей водой, определяются соответственно соста-
вом этой воды на входе в конденсатор и ее количеством.
Проникающая в конденсат охлаждающая вода вносит
все содержащиеся в ней примеси. Только совсем крупные
по размеру грубодисперсные частицы, не проникающие че-
рез зазоры, трещины, свищи и другие неплотности, не по-
падают в конденсат. Нелетучие примеси охлаждающей
воды остаются в жидкости; растворенные же газы (О2, N2)
СО2 и др.) распределяются между жидкой и паровой фаза-
ми соответственно значениям их коэффициентов распреде-
ления (см. гл. 5).
105
В связи с различием этих величин полнота удаления
каждого газа из воды в конденсаторе турбины различна.,
Она очень велика для O2(/Cp2 ~ 15* 105), значительно мень-
ше для СО2 и относительно мала для аммиака (/Ср°2 « 103;
<Нз^4).
Для удаления газов, поступающих в конденсатор с при-
сосами воздуха и охлаждающей водой, а также с добавоч-
ной водой, если она вводится в конденсатор, используются
пароструйные или водоструйные эжекторы. Вместе с газами
они непрерывно отсасывают из конденсатора около 0,02—
0,03 % пара.
Если знать концентрации отдельных примесей в охлаж-
дающей воде и размер присоса, то количество каждой при-
меси, поступающей в конденсатор за час, легко подсчитать
по уравнению
^прис " ^прис ^охл» (4.3)
где Сохл — концентрация примеси в охлаждающей воде,
мг/л или мг-экв/л; ОпрИа— количество охлаждающей воды,
поступающей в конденсатор, л/ч; СПрис —• абсолютное коли-
чество примеси, поступающей с присосом охлаждающей во-
ды в час, мг или мг-экв.
Из уравнения (4.3) видно, что при высоких концентра-
циях и даже удовлетворительной гидравлической плотно-
сти конденсатора в него будет поступать значительное ко-
личество примесей. С точки зрения водного режима важно
установить, сколько примесей поступает в цикл с присоса-
ми. С точки зрения оценки состояния гидравлической плот-
ности конденсатора нужно знать процент присоса и следить
за его изменением. Примерное постоянство процента присо-
са свидетельствует о неизменной гидравлической плотности
конденсатора; увеличение присоса указывает на ее ухуд-
шение.
Присосы охлаждающей воды принято выражать в про-
центах по отношению к расходу пара через конденсатор
при номинальной нагрузке турбины:
/<пРиа = ^Ю0, (4.4)
ЫноМ
где Кприо—значение присоса охлаждающей воды, %;
Пприс —• количество охлаждающей воды, поступающей в
конденсатор, т/ч; Дном — расход пара через конденсатор
турбины при номинальной нагрузке, т/ч.
106
Для конденсационной турбины К-300-240 при номинальной нагрузи
ке 300 МВт расход пара в конденсатор составляет 570 т/ч; количество
охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, при присосе в
0,002 % составит 0,0114 т/ч, или 11,4 кг/ч, а при присосе 0,02 % —
0,114 т/ч, или 114 кг/ч. Измерить увеличение расхода турбинного кон-
денсата на такие величины с помощью расходомеров практически не-
возможно не только при номинальной, но даже при сниженных нагруз-
ках турбины, так как их чувствительность недостаточна.
Из-за невозможности непосредственно измерить количе-
ство охлаждающей воды, поступающей в конденсатор при
работе турбины, £)прис находят расчетным путем, пользуясь
выражением (4.4) и подставляя в него известные значения
/Сприс и Риом. Процент присоса вычисляют, опираясь на.ре-
зультаты химического анализа турбинного конДёнсцта и ох-
лаждающей воды:
ПРИС
^прис
бнонд £>факт ]00%*
бохл £>ном
(4.5)
Сконд £*факт
_ С*ОХЛ £>Н0М
Сконд £доб
^охл
Одоб
Дном _
. 100,
(4.6)
где СКонд —концентрация какой-либо нелетучей примеси в
турбинном конденсате, мг/л или мг-экв/л; С0Хл, Сдоб —
концентрации той же примеси в охлаждающей и добавоч-
ной воде, мг/л или мг-экв/л; Офакт — расход пара через
конденсатор во время взятия проб турбинного конденсата
и охлаждающей воды, т/ч; £>ДОб — расход добавочной во-
ды, т/ч.
Уравнение (4.5) пригодно для случая, когда добавочная
вода основного цикла вводится в деаэратор (см. рис. В.1,
В.2), а уравнение (4.6) —для случая, когда добавочная во-
да вводится в конденсатор турбины (рис. 4.1).
Уравнения (4.5) и (4.6) являются упрощенными. Они
получены исходя из матери-
альных балансов рабочей сре-
ды (4.7) и нелетучих приме-
сей (4.8) в конденсаторе тур-
Рис. 4.1. Схема потоков пара и
воды в конденсаторе турбины:
/ — пар из турбины; 2 — отвод турбин-
ного конденсата; 3 и 3'— подвод и от-
вод охлаждающей воды; 4 — отвод
пара в эжектор; 5 — присосы охлажда-
ющей воды; 6 —- ввод добавочный во-
ды
107
бины при допущении, что концентрация этих примесей в па-
ре, поступающем в конденсатор, равна нулю, и при условии
пренебрежения отсосом пара в эжектор. На рис. 4.1 стрел-
ками указаны потоки пара и воды в конденсаторе; при не-
изменном уровне жидкости в конденсатосборнике они ба-
лансируются следующим образом:
•^факт 4” -^прис 4“ ^доб “ -^конд 4~ -^энс* (4.7)
Количество нелетучих примесей, поступающих в конден-
сатор и покидающих его, также балансируются. Об этом
свидетельствует отсутствие отложений на поверхностях
конденсатора с паровой стороны1. Если бы-такие отложе-
ния были значительными, то никакого баланса не существо-
вало бы. В обозначениях, использованных выше, для каж-
дого из компонентов нелетучих примесей может быть напи-
сано уравнение вида
Прис охл
конд ^конд*
Точность подсчета процента присоса охлаждающей во-
ды по уравнениям (4.5) или (4.6) по различным примесям
получается неодинаковой из-за того, что при выводе этих
уравнений принято Сп=0, в то время как в действительно-
сти концентрация Сп не равна нулю, хотя обычно очень
мала. О выборе оптимальных показателей для определения
Кирнс в различных эксплуатационных условиях см. § 12.2.
Если не пренебрегать значением отсоса пара в эжектор
/)эж, то в уравнениях (4.5) и (4.6) вместо £>фаКт надо под-
ставлять £*факт—Дэж*
На КЭС присосы охлаждающей воды в конденсаторах
являются главным источником поступления солей и крем-
некислоты в основной цикл. В этом легко убедиться, если
сравнить количество примесей, поступающих в цикл с до-
бавочной и охлаждающей водой.
В примере, рассмотренном в § 4.2, для блока мощностью 300 МВт
было подсчитано, что на единицу производительности котла, т. е. на
1 т пара, в основной цикл с добавочной водой поступает 1 мг/(т-ч)
солей и 0,02 мг/(т-ч) кремнекислоты. Определим поступление примесей
с присосом для разных эксплуатационных условий блока 300 МВт.
Пусть в первом случае конденсатор охлаждается водой с общим со-
лесодержанием 300 мг/л, кремнесодержанием 10 мг/л и имеет присос
1 Иногда на паровой поверхности конденсаторных трубок наблю-
даются отложения, состоящие из окислов железа и «масел», т. е. орга-
нических веществ типа нефтепродуктов. — Прим, ред,
103
0,01 %- Абсолютное значение присоса находим по уравнению (4.4), под-
ставляя в него Кприс~0,01 % и номинальный расход пара в конден-
сатор, равный 570 т/ч. Значение присоса составит 0,057 т/ч. С этим ко-
личеством охлаждающей воды поступит в час солей 0,057 т/чХ
Х300 г/т=17,1 г/ч, кремнекислоты 0,057 т/чХЮ г/т==0,57 г/ч. По от-
ношению к тонне паропроизводительности котла (900 т) поступление
солей составит 17 100 мг/ч: 900 т~19 мг/(т-ч), кремнекислоты
570 мг/ч : 900 т=0,63 мг/(т-ч). По солям это в 20 раз, а по кремне-
кислоте в 3 раза больше, чем с добавочной водой.
Пусть во втором случае конденсатор охлаждается морской водой
с общим солесодержанием 20 000 мг/л и кремнесодержанием 18 мг/л,
присос составляет 0,005 %. В этом случае абсолютное значение присоса
составит 570 т/ч X 0,005 • 10-2—0,0285 т/ч. С присосом в цикл поступит
солей 0,0285 т/чХ20 000 г/т=570 г/ч, кремнекислоты* 0,0285 т/чХ
Х18 г/т=0,513 г/ч. По отношению к паропроизводительности котла по-
ступление солей в этом случае составит 633 мг/(т-ч), кремнекислоты
0,57 мг/(т*ч). В сравнении с добавочной водой солей с присосом во
втором случае поступит в 633 раза больше, несмотря на высокую гид-
равлическую плотность конденсатора.
Зная размер присоса и концентрации отдельных компо-
нентов примесей в охлаждающей воде, например ионов Na,
Са2+, Cl“ SOt' и др., аналогичным способом можно рассчи-
тать поступление каждого компонента с охлаждающей во-
дой и сравнить его с поступлением того же компонента с
добавочной водой. Выяснив, какой знак (> или <) стоит
в неравенстве
Г) _ Л? ,
^доб ^доб>
ПРИС
(4.9)
можно установить, какой из сравниваемых источников по-
ступления примесей является основным.
В отношении примесей, достаточно полно удаляемых
при подготовке, добавочной воды, основным источником
загрязнения на КЭС обычно являются присосы охлаждаю-
щей воды в конденсаторах турбин.
Присосы в сетевых подогревателях. Обычно в сетевых
подогревателях давление греющего пара меньше давления
воды, которая в них подогревается. Под действием перепа-
да давления через неплотности любого происхождения се-
тевая вода и содержащиеся в ней примеси могут проникать
в паровое пространство. С паровой стороны подогревателя
происходит'конденсация греющего пара. Жидкая фаза, со-
бираясь в нижней части аппарата, непрерывно отводится в
основной цикл согласно тепловой схеме ТЭС.
109
Так как в паровом пространстве подогревателя присут-
ствуют две фазы Н2О: жидкая — конденсат и газообраз-
ная — пар, то все примеси, поступающие в него как с при-
сосами сетевой воды, так и с самим греющим паром, долж-
ны распределяться между этими фазами в соответствии с
присущими им коэффициентами распределения (см. § 5.2).
При давлениях менее 0,25 МПа, характерных для сетевых
подогревателей, коэффициенты распределения солей, крем-
некислоты и гидроокисей металлов чрезвычайно малы, и
эти примеси практически полностью переходят в жидкую
фазу. Коэффициенты распределения N2, О2, Н2, напротив,
очень велики, и все эти газы в основном переходят в пар.
Для СО2 и NH3 коэффициенты распределения значительно
меньше; эти примеси обнаруживаются в обеих фазах. При
отсосе пара из парового пространства подогревателя вместе
с паром удаляются все вещества, находящиеся в газооб-
разной фазе.
Количество примесей, поступающих в основной цикл с
присосами воды в сетевых подогревателях, определяется
размером присоса и качеством сетевой воды. Очевидно [см.
также уравнение (4.10)], что чем больше сетевой воды по-
ступает с присосом Пприс и чем выше концентрация приме-
сей в сетевой воде Ссет. в, тем большее их количество СПрИс
поступает через сетевые подогреватели:
прис — ^прис ^сет.в*
(4.10)
В тех случаях, когда для первой ступени подогрева се-
тевой или подпиточной воды используются греющие секции
конденсаторов турбин, как, например, в турбине Т-100-130,
сетевая вода попадает в основной цикл также с присосом
в конденсаторах.
Добавочная вода перед подачей в тепловую сеть под-
вергается дегазации, и концентрация растворенных газов в
сетевой воде обычно невелика. При правильном осущест-
влении отсоса пара значительная доля летучих компонен-
тов удаляется из парового пространства сетевых подогре-
вателей и с их конденсатом эти примеси в основной цикл
поступают в незначительных количествах. Концентрации
нелетучих примесей в сетевой воде бывают довольно высо-
кими. В воде закрытых тепловых сетей содержатся в основ-
ном хлориды, сульфаты, бикарбонаты и силикаты натрия,
так как при подготовке добавочной воды для них применя-
ют преимущественно схемы Na-катионирования. Для под-
110
нитки закрытых теплосетей используются также продувоч-
ная вода котлов и отмывочная вода анионитных фильтров.
Обескислороживание воды достигается применением суль-
фитирования.
К воде тепловых сетей, работающих с водоразбором у
потребителей, предъявляются санитарно-гигиенические тре-
бования (ГОСТ 2874—73 «Вода питьевая»), поэтому при
подготовке добавочной воды ограничиваются только неко-
торым снижением щелочности. Продувочную воду и сброс-
ные воды основной водоочистки в этом случае не применя-
ют. Концентрации веществ в сетевой воде зависят от каче-
ства воды источника водоснабжения и способа подготовки
добавка.
Присосы в установках производственных потребителей
пара. Аппаратура технологических потребителей пара до-
статочно разнообразна по назначению и конструктивному
оформлению. Это отопительные устройства, паровые моло-
ты, сушилки, выпарные аппараты, подогреватели для неф-
ти, мазута, масел и др. При всем различии всех этих ап-
паратов, потребляющих тепловую энергию пара, большин-
ство из них — это теплообменники поверхностного типа, в
которых нагреваемая среда и греющий пар не должны со-
прикасаться. Когда в поверхностях, разделяющих пар и
нагреваемую среду (трубах, змеевиках и др.), появляются
какие-либо неплотности или повреждения, нагреваемая сре-
да при условии меньшего давления со стороны пара прони-
кает в паровое пространство и загрязняет образующийся
конденсат. В случаях, когда давление греющего пара боль-
ше давления нагреваемой среды, переток через неплотности
идет в обратном направлении и выходящий из аппарата
конденсат пара нагреваемой средой не загрязняется. Одна-
ко даже и в этом случае могут возникнуть загрязнения, на-
пример, при отключении аппарата. Конденсирующийся при
этом пар создает разрежение в паровом пространстве, и
нагреваемый продукт будет засасываться в это простран-
ство. При последующем включении подогревателя в работу
весь загрязненный конденсат будет вытеснен в общую кон-
денсатную линию и направится на ТЭЦ.
Количество примесей, поступающих в конденсат, опре-
деляется плотностью аппаратуры технологических потреби-
телей пара. Поскольку наблюдение и уход за этой аппара-
турой, так же как и технология использования пара, нахо-
дятся в ведении предприятий, качество возвращаемого кон-
денсата непосредственно зависит от технического . уровня
111
и культуры эксплуатации предприятий, использующих пар
от ТЭЦ.
Состав примесей производственных конденсатов весьма
разнообразен. Так, при нагреве в поверхностных теплооб-
менниках технологических вод в конденсат поступают при-
меси, близкие по составу к примесям природной воды.
В аппаратуре нефтеперерабатывающих заводов в конден-
сат проникают нефтепродукты, на машиностроительных за-
водах'— смазочные масла. Химические производства дают
свои специфические примеси, известные для каждой ТЭЦ.
Перечень специфических примесей, которые встречаются на
ТЭЦ, снабжающих паром химические предприятия, так ве-
лик, что привести его практически невозможно. В то же
время многие из них очень опасны и могут вызывать серь-
езные нарушения в работе ТЭЦ. Так, часты случаи попада-
ния в конденсат, возвращаемый с химических предприятий,
хлорпроизводных: дихлорэтана, хлороформа, четыреххло-
ристого углерода. Присутствие этих веществ не обнаружи-
вается обычным химическим контролем конденсатов. В кот-
ловой же воде при высокой температуре вещества эти под-
вергаются термолизу по следующим реакциям:
для дихлорэтана
С1СН2СН2С1 + Н2О->2НС1 + С2Н4О;
для хлороформа
СНС13 + 2Н2О^ЗНС1 + НСООН;
для четыреххлористого углерода
СС14 + 2Н2О^4НС1 + СО2.
Дихлорэтан при термолизе дает соляную кислоту и
окись этилена, хлороформ — соляную кислоту и муравьи-
ную, а четыреххлористый углерод — соляную' кислоту и
СО2. Поступление в котлы загрязненного этими веществами
конденсата вызывает быстрое снижение щелочности котло-
вой воды. Аналогичное действие могут вызвать органичес-
кие вещества, содержащие серу, другие галоиды, радикалы
фосфорной кислоты, сложные эфиры и многие другие хими-
ческие соединения.
Без изучения отдельных компонентов примесей и их
возможных концентраций в конденсатах производственных
потребителей пара не может быть правильно решен вопрос
о возможности возврата конденсата в основной цикл ТЭЦ,
не может быть также выбрана технологическая схема очи-
112
стки конденсата. Количество каждой примеси, поступаю-
щей в основной или теплофикационный циклы ТЭЦ с пото-
ками производственного конденсата, может быть подсчита-
но умножением концентрации примеси на количество воз-
вращаемого конденсата.
Следует отметить также, что образование вакуума в
теплоиспользующей аппаратуре потребителей или в систе-
. мах сбора и транспортирования конденсата на ТЭЦ при
нарушениях герметичности ведет к присосам воздуха. Кон-
денсат производственных потребителей пара в таких слу-
чаях загрязняется атмосферными газами (N2, О2, СО2).
Концентрации кислорода в конденсате зависят, с одной
стороны, от размера присосов воздуха, с другой — от ско-
рости протекания коррозионных процессов, связанных с
расходованием кислорода. На участках пароконденсатного
тракта, имеющих присосы воздуха в нескольких 'местах,
обычно наблюдается увеличение концентрации кислорода
в конденсате. На участках, где нет ощутимых присосов,
концентрация кислорода постепенно снижается.
4.4. ПОСТУПЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ КОРРОЗИИ
В рабочую среду энергетических установок продукты
коррозии поступают главным образом за счет корозии кон-
струкционных материалов.
В состав продуктов коррозии, переходящих в рабочую
среду основного цикла ТЭС, входят все компоненты спла-
вов, которые применяются для изготовления котлов, тур-
бин, конденсаторов, подогревателей и другого оборудова-
ния. Стали обогащают воду и пар продуктами коррозии,
содержащими в своем составе железо-, хром, молибден, ни-
кель, ванадий и другие легирующие добавки. Латуни посы-
лают в воду продукты коррозии, содержащие медь и цинк,
а также олово, алюминий и, никель.
На количество образующихся продуктов коррозии по-
мимо свойств и качества самого конструкционного материа-
ла оказывают влияние также величины поверхностей, омы-
ваемых паром и водой, условия процесса (в основном тем-
пература), агрессивность рабочей среды. Первые два фак-
тора определяются условиями технологического процесса
получения пара заданных параметров в котле и выработ-
кой определенного количества тепловой и электрической
энергии в турбогенераторе.
8—905
113
До некоторой степени регулировать поступление продук-
тов коррозии можно выбором подходящих конструкцион-
ных материалов с соответствующими свойствами и пониже-
нием агрессивности рабочей среды (см. гл. 2).
Количество продуктов коррозии, поступающих в основ-
ной цикл извне, т. е. с добавочной водой, с производствен-
ными конденсатами, за счет присосов сетевой воды и т. д.,
можно определить расчетом [см. (4.1), (4.10)], если изве-'
стны концентрации и количества поступающей воды.
По уровню загрязнения добавочной воды продуктами
коррозии железа можно судить о надежности и состоянии
антикоррозионных покрытий на аппаратах водоподготови-
тельной установки. Вместе с тем следует иметь в виду, что
соединения железа в том или ином количестве всегда со-
держатся в природной воде и, как правило, не полностью
удаляются при ее очистке. Остаточные концентрации желе-
за в обессоленной воде при хорошем состоянии покрытий
составляют 10—20 мкг/л. Содержание продуктов коррозии
в дистилляте испарителей зависит не только от свойств
конструкционных материалов, из которых изготовлен испа-
ритель и его конденсатор, но и в большой мере от техноло-
гии подготовки воды для питания испарителя, так как ею в
значительной мере определяется коррозионная агрессив-
ность получаемого в испарителе пара и дистиллята. Кон-
центрация железа в дистилляте испарителей колеблется от
40 до 300 мкг/л.
Конденсаты производственных потребителей пара час-
то бывают сильно загрязнены продуктами коррозии. В от-
дельных случаях концентрации железа достигают 2—Змг/л.
Высокие концентрации железа свидетельствуют об интен-
сивной коррозии конденсатного тракта, для изготовления
которого применяется обычно углеродистая сталь. Причи-
ной коррозии является, как правило, кислород, проникаю-
щий из-за плохой герметичности оборудования у потреби-
телей и на отдельных участках трассы.
ГЛАВА ПЯТАЯ
МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЧИСТОГО ПАРА
5.1. ПУТИ ПОСТУПЛЕНИЯ ПРИМЕСЕЙ В ПАР
Выше (см. § В.4) уже отмечались отрицательные по-
следствия загрязнения пароперегревателей и турбин отло-
жениями, образующимися на поверхностях, омываемых
114
паром. Одной из причин появления такого рода отложений
являются примеси, присутствующие в паре. Возникновение
на поверхностях пароперегревателей окислов железа про-
исходит также в результате коррозии металла пароперегре-
вателей (см. § 2.1). Для предупреждения образования от-
ложений по паровому тракту ТЭС необходимо, чтобы полу-
чаемый в котлах пар был «чистым», т. е. содержал
минимальное количество примесей, входящих в состав
твердых отложений или способствующих их образованию,
* Главный источник поступления примесей в пар — это
вещества, содержащиеся в воде, из которой пар генериру-
ется либо с которой контактирует непосредственно перед
пароперегревателем или в нем самом при регулировании
температуры перегрева. Еще одним истчником загрязнения
являются окислы металла, образовавшиеся при монтаже
или во время простоев оборудования.
В насыщенный пар примеси попадают двумя путями: за
счет растворимости и вследствие капельного уноса. Паром
всегда увлекается какое-то количество жидкости в виде ка-
пель различных размеров, а так как в жидкости содержат-
ся примеси, то вместе с ней и они оказываются перенесен-
ными в насыщенный пар. Это так называемый капельный
или механический унос.
Концентрации примесей в паре, обусловленные капель-
ным уносом, можно подсчитать по уравнению
где С®л—концентрация примеси в насыщенном паре,
мкг/кг или мг/кг; Св— концентрация примеси в воде, кон-
тактирующей с насыщенным паром, мкг/кг или мг/кг; w —
влажность пара, %.
Этот путь загрязнения пара для всех примесей, находя-
щихся в воде, как растворенных, так и грубодисперсных,
является одинаковым.
При нормальной работе энергетических котлов влаж-
ность насыщенного пара составляет сотые доли процента.
Физические методы для точного измерения таких малых
влагосодержаний оказываются нёпригодными. В практиче-
ских целях уравнением (5.1) пользуются как раз для опре-
деления влажности насыщенного пара, измеряя концентра-
ции примесей в паре и воде: w — 100 СпЛ/С3.
По другому пути переход примесей из жидкой фазы в
паровую совершается как физико-химический процесс рас-
8*
115
творения. Растворимость в паре различна для разных ве-
ществ, она отличается также и для пара разной плотности.
Следовательно, при равных концентрациях отдельных ком-
понентов в воде их концентрации в паровом растворе могут
получаться разными. Они будут больше у веществ с боль-
шей паровой растворимостью и меньше у веществ с мень-
шей растворимостью в паре.
Общую концентрацию отдельного компонента в насы-
щенном паре, имея в виду оба пути их поступления в пар,
можно выразить уравнением
С общ ___ /пВЛ [
п '— Ьп ""Г О/П,
(5.2)
где С°бщ — общая концентрация примеси в насыщенном
паре, мкг/кг; С£л —концентрация примеси, обусловленная
капельным уносом, мкг/кг; Сп — концентрация примеси,
обусловленная ее растворимостью в паре, мкг/кг.
В перегретый пар примеси поступают с насыщенным
паром, с водой, используемой для регулирования темпера-
туры перегрева, а также в результате выноса с поверхно-
стей пароперегревателя имеющихся в нем загрязнений и
окалины. Для получения чистого перегретого пара недоста-
точно иметь чистый насыщенный пар, надо еще применять
для регулирования температуры перегрева воду с мини-
мальной концентрацией примесей и предупреждать окали-
нообразование в пароперегревателях. Кроме того, при мон-
таже и ремонтах котла необходимо предотвращать попада-
ние загрязнений в коллекторы и трубы пароперегревателя,
а в случаях, когда трубы оказываются загрязненными, про-
водить их предпусковую очистку соответствующими мето-
дами.
5.2. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ
ПАРОВЫХ РАСТВОРОВ
В двухфазной системе «насыщенный пар — вода» неза-
висимо от того, какая из этих фаз преобладает количест-
венно, и независимо от вида поверхности, разделяющей эти
фазы (пузыри пара в воде или капли воды в паровом пото-
ке), состояние термодинамического равновесия растворен-
ного в обеих фазах вещества характеризуется константой
равновесия, которая носит название коэффициента распре-
деления. Коэффициент распределения выражается через
116
активности растворенного вещества следующим образом:
Кр = aj/an,
где и ап — активности растворенного вещества в первой
и второй фазах.
Для разбавленных растворов активности с ничтожной
погрешностью могут быть заменены соответствующими
концентрациями. Поскольку этот случай типичен для усло-
вий получения пара на современных ТЭС, коэффициент
распределения вещества между паром и водой может быть
записан в форме уравнения
Кр = (5.3)
где — концентрация растворенного вещества* в паровой
фазе; С? - концентрация растворенного вещества в жид-
кой фазе.
Для каждого индивидуального вещества, если оно при
переходе в другую фазу не диссоциирует и не образует ас-
социатов, коэффициент распределения при постоянной тем-
пературе есть величина постоянная. Это так называемый
истинный коэффициент распределения КрСт. Если вещество
в растворителе может существовать в различных формах,
например в виде ионов и молекул, то постоянство коэффи-
циента распределения будет соблюдаться для каждой из
форм существования вещества.
Истинными коэффициентами распределения в этом слу-
чае будут два: один для ионной формы КиСТ, другой для
молекулярной /(мСТ. Коэффициент распределения, выража-
емый через общие концентрации вещества без учета воз-
можных форм существования растворенного вещества, на-
зывается видимым коэффициентом распределения К рИА.
Для веществ, не меняющих форму своего существования
в растворе, понятия истинного и видимого коэффициентов
распределения совпадают. Для веществ, форма существо-
вания которых в растворе, может меняться, постоянное зна-
чение при постоянной температуре сохраняет только истин-
ный коэффициент распределения. Величина видимого
коэффициента при постоянной температуре меняется с из-
менением факторов, влияющих на формы существования
вещества. Например, для слабых электролитов таким фак-
тором является pH, так как изменение реакции среды вы-
зывает изменение степени диссоциации.
117
Академиком М. А. Стыриковичем было установлено, что
коэффициенты распределения различных веществ между
насыщенным паром и водой выражаются [5.1] однотипны-
ми уравнениями вида
где рп и рв — плотности пара и воды на линии насыщения;
п — числа, отражающие природу растворенного вещества.
Графически в логарифмических координатах зависи-
мость (5.4) для разных веществ изображается прямыми
линиями, сходящимися в виде лучей в одну точку. Эта точ-
ка, имеющая рв/рп=1 и /Ср = 1, отвечает критическому со-
стоянию Н2О; здесь среда однофазна. Углы наклона пря-
мых определяются значениями степенного показателя и.
На рис. 5.1 показана лучевая диаграмма для наиболее изученных
к настоящему времени соединений. Для всех веществ с повышением
давления, а следовательно, с уменьшением отношения плотностей жид-
кой и паровой фаз 1 коэффициенты распределения увеличиваются. Из-
менение давления сказывается сильнее для веществ, лучи которых
имеют больший наклон к горизонтальной оси и соответственно большие
величины показателя степени п в уравнении (5.4). Вместе с тем веще-
ства, имеющие большие числа п, характеризуются меньшими коэффици-
ентами распределения при тех же давлениях. В самой верхней части
лучевой диаграммы располагаются соединения, относящиеся к группе
очень слабых электролитов; они характеризуются числами п<1.
В средней части диаграммы располагаются слабые электролиты, в част-
ности кремнекислота, имеющие числа n—1-^З. Нижнюю часть диаграм-
мы занимают сильные электролиты; для них п = 4н-9.
Числа п количественно отражают степень гидратации растворен-
ных частиц; они указывают на среднее число постоянно сменяющихся
молекул Н2О, которые составляют ближайшее окружение молекул и
ионов растворенного вещества. Молекулы слабых электролитов мало-
полярны и малогидратированы. Их переход из одной фазы в другую
совершается довольно легко, о чем свидетельствуют относительно боль-
шие коэффициенты распределения. Сильные электролиты, точнее, их
ионы гидратированы существенно больше. С ростом гидратации час-
тиц переход их из одной фазы в другую затрудняется. Об этом сви-
детельствует, уменьшение коэффициентов распределения (рис. 5.1) в ря-
ду от слабых электролитов к сильным, а среди сильных электролитов от
соединений с одновалентными ионами NaOH, NaCl к солям с полива-
лентными ионами Na2SO4, CaSO4.
1 С приближением этого отношения к единице. — Прим. ред.
118
' Д,кгс/см
Рис. 5.1. Лучевая диаграмма видимых коэффициентов распределения
различных веществ
Графики, приведенные на рис. 5.2—5.4, показывают характер из-*
менения коэффициентов распределения кислорода, водорода, углекис-
лоты и аммиака с температурой насыщения. Из рис. 5.2 можно видеть,
что численные значения коэффициентов распределения кислорода и во-
дорода очень велики.
Так, при температуре 90 °C К °2 равен примерно 10+5, следова-
тельно, в состоянии равновесия при этой температуре концентрация О2
в паре больше концентрации О2 в воде в 100 тысяч раз, а при темпера-
туре 30 °C, когда К р2 равен примерно 10+6, — в миллион раз. Так как
119
Рис. 5.2. Зависимость коэффици-
ентов распределения кислорода и
водорода от температуры
Рис. 5.3. Зависимость
молекулярного коэффи-
циента распределения
углекислоты от темпера-
туры
Рис. 5.4. Зависимость
молекулярного коэффи-
циента распределения
аммиака от темпера-
туры
кислород и водород не взаимодействуют с водой и в обеих фазах HsO
существуют только в форме молекул, для них понятия видимых и ис-
тинных Л ®ст коэффициентов распределения совпадают.
Аммиак и углекислота взаимодействуют с водой, обра-
зуя гидратированные молекулы, которые диссоциируют на
ионы. Соответственно различным формам существования
этих веществ в воде можно говорить о разных коэффици-
ентах распределения. Молекулярные коэффициенты распре-
деления представляют собой отношение только молекуляр-
ных форм этих веществ в паре и воде. Для углекислоты
молекулярный коэффициент распределения отвечает выра-
жению (5.5), для аммиака — выражению (5.6) :
(Ссо2 + Сн2со3 )п
.. •
(Ссо2 + Сн2соа )в
(CNH, + CNH4Oh)ii
(CNH, + CNH4Oh)b
(5.5)
(5.6)
120
Видимые коэффициенты распределения углекислоты и
аммиака представляют собой отношение суммарных кон-
центраций всех форм этих веществ в паре и воде, а именно:
tv-COo
А вид
( С 4* С 4- С \
KTTJ NH3 NH.OH 1 NH+
rrNHj__\ ________________4 /П
Л вид । 4-C । \
NHS “ NH4OH Nh+ и
A 4 / В
(5.7)
(5.8)
Так как относительные доли каждой формы углекисло-
ты и аммиака зависят от pH и температуры, то видимые
коэффициенты распределения этих, веществ меняются с из-
менением этих параметров. Например, с повышением pH
доля ионных форм углекислоты в воде увеличивается. На
рис. 5. 5 видно, что при увеличении pH воды видимый ко-
эффициент распределения углекислоты снижается.
Уменьшение /(вад с повышением pH указывает на то,
что в пар переходят преимущественно молекулярные фор-
мы углекислоты. Доля ионных форм аммиака с повышени-
ем pH воды уменьшается, а /(вид3 с повышением pH увели-
чивается. Это в свою очередь указывает на преимуществен-
ное поступление в пар молекулярных форм аммиака.
Молекулярные коэффициенты распределения углекислоты
и аммиака не являются функцией pH.
Из сравнения коэффициентов распределения кислоро-
да, водорода, углекислоты и аммиака видно, что СО2 и
NH3 являются менее «летучими» примесями, чем О2 и Н2,
особенно это относится к NH3/
Из уравнения (5.3) при известных значениях /Ср и Св
можно найти равновесную концентрацию вещества в насы-
щенном паре, т. е. его растворимость1. При постоянном
давлении коэффициент распределения для каждого веще-
ства есть величина постоянная, в то время как концентра-
ция в воде переменна. Отсюда следует, что содержание ин-
дивидуального вещества в насыщенном паре при данном
давлении нельзя охарактеризовать однозначной величиной.
При прочих равных условиях оно будет тем больше, чем
1 Растворимостью вещества в паре следует называть содержание
его при равновесии с насыщенным водным раствором данного вещест-
ва. — Прим. ред.
121
Рис. 5.5. Зависимость видимо-
го коэффициента распределе-
ния углекислоты от pH
350 ЧОО 450 500 550
Температура перегретого
парарс
Рис. 5.6. Растворимость NaCI
в перегретом паре:
—---------по данным ЭНИН;1
-------по данным Штрауба
Рис. 5.7. Растворимость СаСЬ
в перегретом паре
больше концентрация в жид-
кой фазе. Так, равновесная
концентрация NaCI в насы-
щенном паре давлением
15,5МПа (7<р=5*10~э) в за-
висимости от концентрации
NaCI в воде будет следую-
щая: при Св1=5 мг/кг кон-
центрация в паре Cni =
= 0,025 мг/кг; при Св2=
= 10 мг/кг соответственно
0,05 мг/кг; при Свз=30 мг/кг
Спз = 0,15 мг/кг.
Для труднорастворимых
соединений, например окис-
лов металлов, присутствующих в воде не только в раство-
ренном состоянии, но и в виде твердой фазы, при вычисле-
нии паровой растворимости в уравнение (5.3) должна вво-
диться концентрация истинно растворенной формы, а не
122
общее содержание соединения в воде. Та часть примесей,
которая находится в воде в виде твердой фазы, переносит-
ся в пар только с влагой1.
На процесс образования паровых растворов при темпе-
ратурах выше температуры насыщения (область перегре-
того пара) влияют два основных фактора: прочность свя-
зей между ионами, молекулами или атомами в растворяю-
щемся веществе и энергетическое взаимодействие его с
молекулами растворителя. Изменения давления в тех диа-
пазонах, которые характерны для работы современных
ТЭС, не оказывают заметного влияния на прочность свя-
зей в твердой фазе неорганических веществ, попадающих
в перегретый пар. Повышение температуры перегрева спо-
собствует ослаблению этих связей.
Свойства перегретого пара как растворителя’изменяют-
ся с изменением его параметров — температуры и давле-
ния. В отличие от насыщенного пара, температура которого
одназначно определяется давлением, перегретый пар при
постоянном давлении может иметь различные температуры.
Как известно, при постоянном давлении с увеличением
температуры перегрева плотность пара уменьшается. Она
снижается также с уменьшением давления при постоянстве
температуры. С уменьшением плотности пара уменьшают-
ся диэлектрическая проницаемость Н2О и полярность ее
молекул.
Изменение растворимости NaCl и СаС12 в перегретом
паре различных параметров, показано на рис. 5. 6 и 5.7.
На этих рисунках представлены изобары растворимости,
т. е. кривые, показывающие изменение растворимости при
постоянном давлении в зависимости от температуры. Рас-
творимость NaCl в перегретом паре значительно выше,
чем у СаС1‘2, например при давлении 15,0 МПа и 450 °C
растворимость NaCl составляет 18 мг/кг, а СаС12—всего
0,25 мг/кг. При постоянной температуре с повышением
давления растворимость увеличивается. Для NaCl при
450 °C повышение давления с 15,5 до 18,0 МПа дает
увеличение растворимости с 18 до 30 мг/кг. Из рис. 5.6
и 5.7 видно, что, несмотря на различные абсолютные
1 Известен еще один механизм загрязнения пара. Частички взвешен-
ных в кипящей воде веществ, становясь центрами парообразования,
могут при определенных условиях выноситься в паровое пространство
и затем транспортироваться потоком пара. Подобные явления неодно-
кратно наблюдались с тонкоразмельченными окислами железа, фосфат-
ным шламом, коллоидным графитом и т. д. —Прим. ред.
123
значения растворимостей, характер их изменения с темпе-
ратурой и давлением у обеих солей одинаков. При постоян-
ном давлении с увеличением-температуры перегрева снача-
ла наблюдается уменьшение растворимости, а затем’ по ме-
ре дальнейшего роста температуры—увеличение. Подобный,
же вид имеют изобары растворимости Na2SO4 и CaSO4.
Под влиянием изменения плотности Н2О с температу-
рой растворимость полярных веществ в перегретом паре, в
частности солей, с ростом температуры должна была бы
только уменьшаться. Под влиянием ослабления прочности:
связей в кристаллической решетке при увеличении темпе-
ратуры растворимость солей в перегретом паре с ростом
температуры должна была бы только увеличиваться. Ре-
альные изобары растворимости солей являются результа-
том действия обоих факторов. При температурах, отвеча-
ющих минимуму на изобарах растворимости, влияние этих
факторов уравновешивается. При меньших температурах
(левая ветвь кривой) преобладает влияние изменения
плотности Н2О, при больших температурах (правая ветвь
кривой) —фактор ослабления связей в кристаллической
решетке.
При сверхкритических давлениях снижение плотности
Н2О с ростом температуры происходит непрерывно во
всем диапазоне температур. Резким падением плотности
выделяется зона максимальной теплоемкости (см. рис.
В.7). При давлениях 24—30 МПа она отвечает интервалу
температур 350—400 °C. Из рис. 5.8, где показаны изоба-
ры растворимости ряда соединений для давления 25 МПа,
можно видеть, что эта область температур характеризуется
уменьшением растворимости всех соединений. Абсолютные
снижения растворимости для разных веществ в этой об-
ласти температур различны; так, у NaCl и СаС12 раствори-
мость снижается примерно в 60—100 раз, у Mg(OH)2—*
примерно в 10 раз, у Fe3O4— примерно в 5 раз.
Уменьшение плотности Н2О с ростом температуры со-
провождается существенным снижением диэлектрической
проницаемости среды, уменьшением полярности молекул
Н2О и, следовательно, понижением свойств Н2О как иони-
зирующего растворителя. Соли, кислоты и основания, счи-
тающиеся при низких температурах и давлениях «сильны-
ми» электролитами, не являются таковыми при высоких
параметрах. С ростом давления и температуры Н2О умень-
шаются константы диссоциации электролитов. Так, на-
пример, константа диссоциации КС1 снижается с ростом
124
Рис. 5.8. Изобары растворимо-
сти ряда соединений в Н2О при
давлении 25 МПа
Рис. 5.9. Номограммы раство-
римости СаС12 в пересчете на
Са
параметров следующим образом: при плотности Н2О
700 кг/м3 она равна 10, при плотности 140 кг/м3—10~6, а
при 100 кг/м3 — только 10-9. «Сильный» при низких тем-
пературах электролит с повышением параметров Н2О ста-
новится все более «слабым». В перегретом паре сверхкри-
тических параметров соли, кислоты и основания почти
полностью теряют свойства электролитов и существуют в
паровом растворе, в основном в виде молекул.
Систематические исследования растворимости веществ
в насыщенном и перегретом паре начались после Великой
Отечественной войны1. К настоящему времени еще для
1 Первые исследования растворимости некоторых веществ в водя-
ном паре высоких параметров были выполнены в середине прошлого
века русскими учеными, работавшими в Петербургском горном инсти-
туте. — Прим. ред.
125
многих соединений, встречающихся в виде примесей в кон-
турах ТЭС, отсутствуют экспериментальные данные о раст-
воримости в воде и перегретом паре различных парамет-
ров, а также данные о коэффициентах распределения при
разных давлениях. Экспериментальные работы, нацеленные
на получение таких данных, являются трудоемкими и до-
рогостоящими. Разработанный О. И. Мартыновой [5. 2] рас-
четный метод определения растворимости малолетучих не-
органических соединений в Н2О различных параметров
позволяет дополнить немногочисленные эксперименталь-
ные данные по растворимости веществ в.паре, а иногда и
воде.
Обобщенное уравнение растворимости, предложенное О. И. Мар-
тыновой (МЭИ), в логарифмической форме записывается следующим
образом:
lgC = mlgp —+ (5.9)
Z/ f Олу 1
где С — растворимость в Н2О, моль/кг; р — плотность Н2О, кг/м3;
Т — температура, К; иг — параметрическое число; АН — тепловой эф-
фект процесса растворения; 7?-—газовая постоянная; В — постоянная.
Подстановкой в обобщенное уравнение (5.9) численных значений
т, АН и В индивидуальных веществ получены уравнения растворимо-
сти для ряда неорганических соединений. Значения т, АН и В должны
быть найдены экспериментально. Поскольку число m сохраняет посто-
янное значение лишь в определенных интервалах изменения плотностей
Н2О, уравнения растворимости для индивидуальных веществ записы-
ваются отдельно для каждого из этих интервалов.
Так, в уравнении растворимости кварца SiO (5.10) для интервала
плотности от 50 до 700 кг/м3 ш=2,1, ДЯ=7050, В—5,84. В уравнении
растворимости магнетита (5.11) для интервала плотности от 10 до
200 кг/м3 т-0,6, А#—3050, В—7,15:
Or 7050
lgCc;n =2,1 lg - --------' + 5,84; (5.10)
s S1°2 ’ s 1000 4,57 Т
lg С n = 0,6 1g Рв Ч- ——— — 7,15. (5.11)
ё Fe3O, ь 1000 4,57 Т .
Для удобства практических расчетов пр частным уравнениям рас-
творимости могут быть построены номограммы, с помощью которых по
заданным температуре и давлению можно быстро найти расчетную ве-
личину растворимости. Как пример на рис. 5.9 представлены номограм-
мы растворимости СаС12 в пересчете на Са.
126
5.3. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ КАПЕЛЬНОГО УНОСА
В любой аппаратуре, служащей для получения насы-
щенного пара, будь то мощные энергетические котлы,
испарители или лабораторные дистилляторы, в пароотводя-
щие трубы поступает не абсолютно сухой насыщенный пар,
а пар, содержащий капельки влаги.
Возможны два пути поступления капель в паровое
пространство. Первый связан с барботажем пара, т. е. про-
хождением пузырей пара через границу раздела между
водяным и паровым объемами. При всплывании пузыря
(рис. 5. 10) толщина слоя жидкости над ним уменьшается.
Рис. 5.10. Схема образования капельной влаги при барботаже:
а — пузырь пара в водяном объеме; б — пузырь пара, подошедший к зеркалу ис-
парения; в — утонение пленки перед ее разрывом; г — всплеск; д — кольцевая
волна и капли, возникающие при разрыве водяной оболочки пузыря
Непосредственно у зеркала испарения над пузырем остает-
ся пленка жидкости, толщина которой в верхней части сфе-
ры постепенно уменьшается в результате стекания жидко-
сти. Когда под действием давления внутри пузыря пленка
жидкости разрывается, в паровое пространство разлетают-
ся брызги, а на поверхности жидкости возникает кольцевая
волна. При взаимодействии нескольких волн образуются
всплески, с гребней которых также отделяются брызги.
Второй путь поступления капель в паровое пространст-
во связан с дроблением водяных и пароводяных струй
при их ударе о стенки барабана и другие механические
препятствия, расположенные в паровом пространстве.
Размеры, скорость ц направление движения капель
влаги в паровом пространстве весьма разнообразны. Кап-
ли, обладающие большой кинетической энергией, могут
подняться («подпрыгнуть») с зеркала испарения на зна-
чительную высоту. Если при этом они достигнут пароотво-
дящих труб, то будут унесены потоком быстродвижущего-
ся пара. Если высота подъема таких капель будет меньше
127
и капли не достигнут пароприемных устройств, то они упа-
дут на зеркало испарения.
Мелкие капли, расходуя значительную часть начальной
кинетической энергии на преодоление трения о пар, под-
нимаются над зеркалом испарения менее высоко, чем более
крупные. Будут ли они уноситься потоком пара или выпа-
дут на зеркало испарения, зависит от соотношения между
подъемной скоростью пара и скоростью витания отдельных
капель. Этим термином называют ту скорость капли, при
которой силы трения уравновешиваются весом. Когда ско-
рость витания капли больше скорости пара, капля выпада-
ет на зеркало испарения. Если скорость витания меньше
скорости пара, капля, даже потеряв свою начальную ско-
рость, уносится потоком пара, «транспортируется» им. При
давлении 10 МПа для приведенной скорости пара 0,1 м/с
последнее условие соблюдается для всех капель, диаметр
которых меньше 0,1 мм; с увеличением скорости пара эта
граница перемещается в область больших диаметров, и ко-
личество «транспортируемых» капель увеличивается. При
ограниченных размерах парового пространства возрастание
скорости пара при работе котла связано с увеличением его
нагрузки.
Количественная зависимость влажности пара от на-
грузки выражается уравнением
ADn у (5.12)
где W'—влажность пара, %; D — нагрузка; А — коэффици-
ент; п — показатель степени.
Значения Лип зависят от давления, конструкции сепа-
рационных устройств, состава примесей воды. Показатель
п является постоянным только в определенном интервале
изменения нагрузки. Из рис. 5.11, где показана зависи-
мость (5.12) в логарифмических координатах, видны три
области постоянных значений п. Для нагрузок, при которых
влажность изменяется от 0 до 0,03 %, показатель п меньше
2. Для нагрузок, при которых влажность пара изменяется
от 0,03 до 0,2 %, п = 3-т4.
Для влажности пара более 0,2 % и'возрастает до 6—
10. Обычно влажность пара котлов ТЭС составляет 0,01 —
0,05 %, соответственно характерная область паровых на-
грузок для них находится в конце первого или начале вто-
рого участка.
На влажность пара при прочих равных условиях оказы-
вает влияние высота парового пространства. График рис.
128
5.12 показывает, что увеличение этой высоты от 0,2 до 0,5 м
дает резкое снижение влажности пара; при увеличении вы-
соты от 0,5 до 0,8 м влажность снижается уже не так суще-
ственно, а при дальнейшем увеличении высоты почти не
уменьшается. Такой характер изменения влажности пара с
высотой парового пространства связан с изменением соот-
Рис. 5Л1. Зависимость влажности па-
ра от нагрузки котла
Рис. 5.12. Зависимость
влажности пара от высоты
парового пространства
ношения количеств «подпрыгивающей» и «транспортируе-
мой» влаги. При малых высотах парового пространства до
пароотводящих труб долетает много крупных капель, с
увеличением высоты все большая их часть, не достигнув па-
роотводящих труб, выпадает на зеркало испарения. Коли-
чество мелких капель, транспортируемых паром, при по-
стоянных давлении и нагрузке остается более постоянным
и с высотой парового пространства изменяется мало. Ког-
да высота парового пространства становится больше высо-
ты подъема наиболее высоко «подпрыгивающих» капель,
крупные капли перестают попадать в пароотводящие тру-
бы и влажность' стабилизируется на уровне уноса только
«транспортируемой» влаги.
к В условиях, когда происходит барботаж пара через во-
ду, на влажность пара оказывает влияние также состав
примесей воды. При постоянстве других влияющих факто-
ров, т. е. давления, нагрузки, высоты парового пространст-
ва, увеличение концентраций примесей в воде в определен-
ном интервале не сказывается на значении влажности пара.
По достижении некоторого предела, получившего название
критического солесодержания воды, дальнейший рост кон-
центрации сопровождается резким увеличением влажности
пара (рис. 5.13). Это связано с влиянием физико-химичес-
ких факторов на разрушение оболочек паровых пузырей.
9—905
129
На границе раздела фаз пар—вода гидратированные
окислы железа и другие примеси, находящиеся в воде в
сильно размельченном состоянии, могут образовывать упо-
рядоченные структуры. Они представляют собой нечто по-
добное сетке, которая способна деформироваться без раз-
рушения. Аналогичные структуры образуются также в при-
сутствии поверхностно-активных органических веществ, на-
пример мыла.
Солесодержалше котловой воды Ск>в 7 мг/кг
Рис. 5.13. Зависимость влажности пара от концентрации примесей в
воде:
1 — солесодержание пара; 2 — влажность пара
Когда такая упорядоченная структура отсутствует, во-
да с верхней части оболочки парового пузыря сбегает вниз
без особых затруднений. Среди образующихся при разрыве
пузыря капель получаются как мелкие, так и относительно
большие капли. С повышением концентрации веществ, об-
разующих в поверхностных слоях упорядоченные структу-
ры, стекание воды в оболочках паровых пузырей затрудня-
ется. Время существования каждого пузыря увеличивается.
К моменту разрыва пузыря значительная его часть оказы-
вается покрытой пленкой субмикронной толщины. Такая
пленка разрывается сразу в нескольких местах, образуя
множество капель малых размеров. Увеличение количества
мелких капель ведет к возрастанию количества влаги,,
транспортируемой паром.
130
Поверхностные слои с упорядоченной структурой пре-
пятствуют слиянию отдельных пузырей друг с другом как
на поверхности зеркала испарения, так и в толще воды.
В результате увеличения продолжительности существова-
ния отдельных пузырей на поверхности зеркала испарения
получается достаточно устойчивый слой пены. В то время
как верхний слой пены непрерывно разрушается с выходом
пара из пузырей в паровое пространство, нижние слои по-
полняются все новыми всплывающими пузырями пара. Так
как всплывание мелких пузырей происходит медленнее,
чем крупных, то при неизменной нагрузке объемное паро-
содержание при барботаже мелких пузырей получается
большим, чем в случае крупных пузырей.
Рис. 5.14. Расположение дей-
ствительного и весового уров-
ней воды в барабане котла:
h ,, — действительная высо-
деиств
та водяного объема; h —>
В ОС
высота водяного объема по водо-
//
мерному стеклу; h ., "
действ
действительная высота парового
объема; h вес — высота парового
объема по водомерному стеклу
От объемного паросодержания двухфазной среды зави-
сит набухание уровня, т. е. повышение действительного
уровня пароводяной смеси по сравнению с уровнем по во-
доуказательному прибору («весовой» уровень). Схемати-
чески это явление показано на рис. 5.14. Чем больше
объемное паросодержание, тем больше набухание уровня,
а следовательно, тем меньше действительная высота паро-
вого пространства. С уменьшением этой высоты влажность
пара увеличивается.
Очевидно, что физико-химические свойства поверхност-
ных слоев воды, непосредственно контактирующих с па-
ром, связаны с составом, степенью дисперности и концен-
трацией примесей в воде. Из-за отсутствия к настоящему
времени критериев, определяющих возникновение поверх-
ностных слоев с упорядоченной структурой при разном сос-
таве этих примесей, важную для практики зависимость
влажности пара от качества воды для каждого конкретно-
го случая приходится устанавливать экспериментально.
9*
131
Проводя испытания котла при постоянных нагрузке и ве-
совом уровне воды в барабане, выявляют значение общего
солесодержании котловой воды, при котором начинается
резкое возрастание влажности пара. Это значение общего
солесодержания называют критическим. В процессе упа-
ривания котловой воды одновременно с ростом общего со-
лесодержания происходит увеличение содержания и про-
дуктов коррозии, в том числе гидратированных окислов же-
леза. С увеличением давления и нагрузки критическое
солесодержание котловой воды уменьшается.
Для обеспечения требуемой чистоты пара необходимо,
чтобы котлы работали в области докритических солесодер-
жаний котловой воды.
5.4. СЕПАРАЦИЯ ПАРА
Для уменьшения поступления в пар примесей с капель-
ным уносом целесообразно добиваться уменьшения влаж-
ности насыщенного пара. В котлах барабанного типа пар
отводится из барабана рядом труб, расположенных по
всей его длине у его верхней образующей. Такое располо-
жение пароотводящих труб позволяет увеличить высоту
парового объема. Пароводяная смесь выбрасывается в ба-
рабан через трубы, которые распределены по длине и сече-
нию барабана неравномерно; они могут быть выведены как
в водяное, так и в паровое пространство. Все трубы при-
соединяются таким образом, что выходящие из них паро-
водяные струи направлены к центру поперечного сечения
барабана. Через каждую трубу в современных котлах идет
до 1000—1500 кг пароводяной смеси в час со скоростью
0,3—0,8 м/с. В водяном объеме барабана кинетическая
энергия струй уменьшается, однако не для всех струй оди-
наково, в результате чего, если не принять специальных мер,
на поверхности зеркала испарения будут возникать выбро-
сы, гребни, волны и фонтаны. От их разрушения и столк-
новения в паровое пространство может поступить огромное
количество брызг и всплесков. .
Так как трубы, подающие пароводяную смесь, присое-
динены к барабану неравномерно, паросодержание в во-
дяном объеме барабана получается неодинаковым в раз-
ных его местах. Кроме того, оно переменно во времени.
В связи с этим действительный уровень в барабане в раз-
личных сечениях получается различным, а зеркало испаре-
ния представляет собой сложную изменяющуюся криво-
132
линейную поверхность. Выбрасываемая в паровой объем
влага в этих условиях распределяется в нем также нерав-
номерно. Там, где паросодержание в водяном объеме мень-
ше и соответственно ниже действительный уровень, больше
ъысота парового пространства, меньше восходящие ско-
рости пара, меньше влаги в паровом объеме. Там, где па-
росодержание в водяном объеме больше, выше действи-
тельный, уровень и меньше высота парового пространства,
капель и брызг в паровой объем поступает больше. Вмес-
те с тем условия для выпадания капель влаги на зеркало
испарения здесь менее благоприятны, поскольку скорости
местных восходящих потоков пара больше.
Потоком пара уносятся капли, скорость витания кото-
рых меньше скорости пара. При обратном соотношении
этих скоростей силы тяжести преобладают над * силами
трения, и капли из потока пара подобно дождевым выпада-
ют на зеркало испарения. Такой процесс называют осади-
тельной сепарацией. Таким образом, паровой объем бара-
бана выполняет роль осадительного сепаратора. При низ-
ких параметрах, когда паровые нагрузки ' барабанов
невелики, а различие между плотностями воды и пара зна-
чительны, барабаны с этой ролью справлялись удовлетво-
рительно без применения каких-либо специальных уст-
ройств. Рост давления и увеличение нагрузок зеркала ис-
парения ухудшали условия осадительной сепарации.
Потребовалось применение специальных мер для улучше-
ния работы парового объема барабана. Эта задача была
возложена на сепарационные устройства.
Чтобы осадительная сепарация во всем паровом объ-
еме барабана протекала эффективно, необходимо обеспе-
чить равномерный выход пара в паровой объем по всей
длине и сечению барабана. Это в свою очередь требует
максимального гашения кинетической энергии струй паро-
водяной смеси, поступающих в барабан, и отделения из
смеси основной массы воды с возвратом ее в циркуляцион-
ный контур. Обе эти задачи решаются применением со-
временных схем сепарационных устройств.
На рис. 5.15 показана схема сепарационных устройств с дырчатым
погруженным щитом, применяемая при вводе труб пароводяной смеси 1
как ниже, так и выше уровня воды в барабане. В последнем случае
глухим щитом 2 вся пароводяная смесь направляется под уровень во-
ды. В водяном объеме барабана происходит гашение кинетической
энергии пароводяных струй. Дырчатый щит 3, расположенный ниже
к
133
кала испарения с одинаковой
Рис. 5.15. Схема сепарацион-
ных устройств с погруженным
дырчатым щитом
наинизшего уровня (на 50—75 мм), препятствует подходу отдельных
струй к зеркалу испарения и устраняет тем самым их'непосредственное
воздействие на поверхность, граничащую с паровым объемом.
При малой площади живого сечения отверстий (около 10 %) дыр-
чатый щит обладает сопротивлением, значительно превышающим со-
противление проходу пара через воду. Благодаря этому суммарное со-
противление движению пара по всему сечению барабана становится
практически одинаковым; пар поступает в паровой объем со всего зер-
скоростью, минимально возможной для
заданной нагрузки. Под дырчатым
погруженным листом образуется па-
ровая подушка, толщина которой за-
висит от сопротивления щита. Чтобы
предотвратить прорыв пара из паро-
вой подушки, помимо отверстий, дыр-
чатый щит выполняют с закраинами.
Питательная вода подается обычно
поверх дырчатого щита. Из подводя-
щей трубы 4 она распределяется по
всему щиту горизонтальной трубой с
отверстиями, идущей вдоль оси ба-
рабана. В водяной объем и далее
к опускным трубам питательная во-
да с дырчатого щита поступает через
зазоры между стенками барабана и
закраинами дырчатого щита. Так как
высота воды над дырчатым щитом
невелика и скорости пара, барботирующего через зеркало испарения,
равномерны, действительный уровень пароводяной смеси над дырча-
тым щитом также невелик и примерно одинаков по всему сечению.
В связи с этими обстоятельствами, а также из-за меньших концентра-
ций примесей в слое воды над щитом (разбавление питательной водой)
набухание уровня в барабане по сравнению с тем, когда нет дырчатого
щита, получается значительно меньшим, а действительная высота па-
рового пространства соответственно большей. Все это способствует
улучшению осадительной сепарации в паровом объеме.
Из-за неравномерного размещения пароотводящих труб пути пото-
ков пара с разных участков зеркала испарения до места выхода пара
из барабана получаются различными. По кратчайшим путям пар дви-
жется с большими скоростями, по удлиненным — с меньшими. Карти-
на распределения скоростей меняется, когда на пути пара в пароотво-
дящие трубы включают дополнительное сопротивление, существенно
превышающее то сопротивление, которое было в свободном паровом
пространстве. Скорости всех потоков пара при включении большого
134
сопротивления выравниваются. В качестве такого сопротивления в со-
временных сепарационных схемах применяют дырчатый щит, наглухо
привариваемый к стенкам барабана.
На рис. 5.15 показано расположение перед пароотбор-
ными трубами 5 дырчатого щита 6, называемого также
дырчатым пароприемным потолком. Такой щит с успехом
применяется во всех современных сепарационных схемах
барабанных котлов.
Сепарационные устройства с погруженным дырчатым
щитом рекомендуется применять при относительно невысо-
ких солесодержаниях котловой воды, примерно до 300 мг/кг
для высоких давлений и до 2000 мг/кг для средних.
При высоких солесодержаниях может начаться вспенива-
ние воды над щитом, влажность пара при этой повысится.
Менее чувствительна к солесодержанию котловой воды
сепарационная схема с внутрибарабанными циклонами, пер-
воначально предложенная для котлов среднего давления
при работе на водах с высоким солесодержанием. В насто-
ящее время внутрибарабанные циклоны применяются в ба-
рабанных котлах среднего, высокого и сверхвысокого дав-
лений при различных солесодержаниях котловой воды, в
том числе и очень малых.
С ростом производительности котлов нагрузки зеркала
испарения при подводе пароводяной смеси в водяной объ-
ем становятся настолько большими, что даже незначитель-
ное их повышение, например при форсировке котла, ведет
к резкому увеличению влажности пара. В случае примене-
ния внутрибарабанных циклонов пароводяная смесь прохо-
дит, в основном минуя водяной объем барабана. Так как
циклоны допускают работу при больших перегрузках, уве-
личение нагрузки котла хотя и обусловливает повышение
влажности пара, но не так резко, как в случае других се-
парационных устройств. Применяя внутрибарабанные цик-
лоны при малых солесодержаниях котловой воды, требуе-
мое качество пара можно получить при очень больших па-
ровых нагрузках сечения барабана.
Схема сепарации с внутрибарабанными циклопами по-
казана на рис. 5.16.
Внутрибарабанные циклоны (рис. 5.17) изготовляются диаметром
300—400 мм, высотой 500—700 мм. Корпус циклона цилиндрический,
в верхней его части имеется крышка, в которой крепятся гофрирован-
ные пластины (жалюзи) или дырчатые листы. Иногда крышку делают
в виде усеченного конуса. В нижней части корпуса есть донышко, пере-
135
крывающее только центральную часть сечения. В кольцевом зазоре
между донышком и стенками корпуса укреплены направляющие ло-
пасти. Короб для подвода пароводяной смеси расположен тангенциаль-
но по отношению к корпусу циклона в средней его части.
Обычно применяется двухрядное расположение циклонов вдоль оси
барабана. По высоте циклоны размещают таким образом, чтобы наи-
высший уровень воды в барабане не превышал середину входного пат-
рубка циклона. Из подъемных труб 1 (рис. 5.16) пароводяная смесь по
Рис. 5.16. Схема сепарационных
устройств с внутрибарабанными
циклонами
Рис. 5.17. Внутрибарабан-
ный циклон:
1 — корпус циклона; 2 — входной
патрубок; 3 — донышко; 4 —
лопасти в кольцевом проходе;
5 — крышка циклопа
переходным коробам 2, объединяющим несколько труб, . подается к
циклонам 3. Благодаря плавному входу и отсутствию встречных струй
гашение кинетической энергии пароводяной смеси в циклонах проис-
ходит без дробления потока и его разбрызгивания.
Тангенциальный ввод и большие входные скорости создают зна-
чительный центробежный эффект, отжимающий пароводяную смесь
к стенкам циклона. Под действием сил тяжести жидкая фаза в циклоне
перемещается по стенкам спирально вниз. Пар выделяется из пароводя-
ной смеси, находящейся в поле центробежных сил, быстрее, чем при
обычном барботаже. Так как водяные пленки паровых пузырей еще
не успевают утониться, капли влаги, образующиеся при разрыве пузы-
рей и поступающие вместе с паром в центральную часть циклона, имеют
относительно большие размеры. В поле центробежных сил и больших
136
касательных напряжений в меньшей мере сказывается влияние соста-
ва и концентрации примесей воды на время существования отдельных
пузырей. По этой причине условия сепарации в циклонах почти не за-
висят от качества котловой воды.
Пар, выделяющийся из пароводяной смеси, движется вверх по
центральной части циклона и через крышку поступает в паровое про-
странство барабана. Для улучшения осадительной сепарции в паровом
объеме циклона необходимо добиваться выравнивания скоростей пара
по его сечению. Это достигается установкой в крышке циклона допол-
нительного сопротивления в виде дырчатых горизонтальных щитов или
набора гофрированных вертикальных листов (жалюзи). Перед паро-
отводящими трубами в барабане котла, так же как в схеме с дырча-
тым погруженным щитом, устанавливается дырчатый пароприемный
потолок. *
Из-за тангенциального ввода пароводяной смеси жидкость в цик-
лоне принимает форму воронки (рис. 5.17). Донышко предотвращает
выход пара вниз по центру и тем самым исключает барботаж пара
через уровень воды в барабане. Вода удаляется через кольцевой про-
ход в нижней части циклона. Направляющие лопасти, находящиеся в
кольцевом проходе, преобразуют вращательное движение воды в вер-
тикальное.
3
ы
В котлах со ступенчатым испарением (см. § 5.6) для
осушки пара солевых отсеков применяют выносные цик-
лоны. Они устанавливаются вне барабана, имеют само-
стоятельные контуры циркуляции и соединяются с бара-
баном водоперепускной и пароперепускной трубами. Схе-
ма сепарации с выносными циклонами показана на рис.,
5.18, вертикальный разрез выносного циклона — на рис. 5.19.
Выносные циклоны выполняются диаметром 250—400 мм, высо-
той 3,5—4,5 м. Пароводяная смесь.из парообразующих труб 3 подво-
дится в среднюю часть циклона. С помощью улитки и направляющих
щитков она тангенциально поступает во внутреннюю полость циклона,
под действием центробежных сил вода отжимается к стенкам и стека-
ет вниз. Выделяющийся пар направляется вверх к пароотводящей тру-
бе 4. Размещение вне барабана позволяет значительно развить паровой
объем аппарата и довести его высоту до 1,5—2,0 м. Для выравнивания
скоростей пара по сечению в верхней части циклона устанавливается
дырчатый щит 2. Для контроля положения весового уровня предусмат-
ривается присоединение водоуказательного прибора с помощью шту-
церов 9. Высота водяного объема выносных циклонов составляет 2—
2,5 м.
Питание контура циркуляции, присоединенного к выносному цик-
лону, осуществляется водой, поступающей из барабана по водопере-
137
Рис. 5.18. Схема сепарационного устройства с
выносим м циклено м:
а — подача пара в паровое пространство барабана;
б — подача пара в водяное пространство барабана;
в — подача пара в паропровод насыщенного пара;
1 — выносной циклон; 2 — опускные трубы; 3 — паро-
образующие трубы; 4—пароперепускная труба; 5—
водоперепускная труба; 6 — продувка; 7 — паропро-
вод насыщенного пара
Рис. 5.19. Выносной циклон:
1 — корпус циклона; 2 — дырчатый щит; 3 — парооб
разующие трубы; 4 — выход пара; 5 — опускная тру-
ба; 6 — водоперепускная труба; 7 — крестовина; 8 —
продувка; 9 — штуцера водоуказательного прибора;
10 — воздушник
f 80(?а
пускной трубе 6. (рис. 5.19) и 5 (рис. 5.18). Эта труба присоединяется
к циклону ниже продувочной трубы 6 (рис. 5.18) и 8 (рис. 5.19), что-
бы предотвратить опорожнение циклона и захват пара в опускную
трубу при чрезмерном увеличении непрерывной продувки котла. Пар
из выносного циклона может поступать в паровой или водяной объе-
мы барабана или сразу направляться к пароперегревателю (рис. 5.18,
•обозначения а—в).
Действие выносных и внутрибарабанных циклонов в
основном аналогично. В связи с большей высотой парово-
го пространства в выносных циклопах влажность пара у
них при прочих равных условиях получается меньшей. Вы-
сокий эффект осушки пара в них способствовал их широко-
му применению в отечественном котлостроении.
В других сепарационных схемах барабанных котлов,
находящихся в эксплуатации, но уже не строящихся в на-
стоящее время, общие задачи разделения двух фаз реша-
лись на основе вышеизложенных принципов, но при раз-
ном конструктивном оформлении дополнительных сопротив-
138
уОтсепариробан-
Т ный пар
Рис. 5.20. Центробежный сепаратор:
1 — корпус; 2 — направляющие лопатки первой ступе-
ни; 3 — направляющие лопатки второй ступени; 4 —
пароотводящая камера; 5 — входной патрубок; 6 —
дренаж влаги из первой ступени; 7 — дренаж влаги
из второй ступени; I — первая ступень; II — вторая
ступень
—>
Рис. 5.21. Скорость
лара, при которой
происходит срыв*
пленки жидкости со
стенок трубы в зави-
симости от давления
лений, отбойных и успокоительных щитов, лопаток, козырь-
ков, «когтей» и прочих элементов сепарационных устройств.
В сепараторных прямоточных котлах, не получивших
большого распространения, используются сепараторы цент-
робежного типа.
На рис. 5.20 показан в разрезе центробежный сепаратор с двумя
ступенями сепарации. Он сделан в виде вертикального коллектора с
тангенциальным подводом пароводяной смеси в верхнюю его часть,,
выполняющую роль первой ступени. Винтовая вставка придает посту-
пающей пароводяной смеси вращательное движение. Жидкая фаза от-
брасывается на стенки и стекает по ним в кольцевую камеру, откуда за-
тем дренируется. Проходящий по центральной части сепаратора пар
поступает во вторую винтовую вставку и снова приобретает враща-
тельное движение. Капли влаги, достигающие стенок, смачивают по-
верхность металла и стекают вниз в следующую кольцевую дренажную
камеру. Осушенный пар удаляется через пароотводящую камеру, рас-
положенную вдоль оси нижней части сепаратора.
При движении влажного пара по трубам с относитель-
но небольшими скоростями наблюдается осаждение капель
влаги на стенках. Это приводит к неравномерному распре-
139
делению жидкой фазы по сечению трубы. В центре потока
влажность пара уменьшается, по. периметру трубы увели-
чивается. Образующаяся на стенках пленка жидкости пе-
ремещается в том же направлении, что и весь поток пара.
Если организовать отвод пленки влаги со стенок, то можно
осушить пар. Этот принцип положен в основу линейных
пленочных сепараторов.
Указанный характер распределения влаги в трубопро-
водах насыщенного пара учитывается в устройствах для
отбора проб. В некоторых типах этих устройств на участке
трубопровода перед пробоотборниками устанавливаются
специальные смесители, действие которых основано на по-
вышении скорости пара сверх определенного значения. При
этом происходит срыв со стенок трубы пленки жидкости,
измельчение ее и, как результат, выравнивание влажности
пара по сечению потока. Скорость пара, при которой жид-
кая пленка срывается с поверхности трубопровода, зависит
от давления (рис. 5.21). Чем выше оно, тем при меньших
скоростях присходит срыв пленки влаги. При расчете сме-
сителей скорость пара в них выбирают со значительным за-
пасом против величин, характеризующих разрушение жид-
кой пленки при данном давлении.
5.5. ПРОДУВКА
Современные сепарационные устройства позволяют по-
лучать насыщенный пар с влажностью 0,02--0,05 %. Как
следует из уравнений (5.1) — (5.3), уменьшения содержания
примесей в насыщенном паре можно добиваться снижени-
ем как влажности пара, так и концентраций примесей в
жидкой фазе.
Для этого используют различные пути. Первый — это
соответствующая подготовка добавочной и питательной
воды. Второй — это ограничение роста концентраций при-
месей в воде по мере ее упаривания. Этот путь может быть
реализован в барабанных котлах, имеющих замкнутый
контур, из которого удаляют часть воды с повышенной кон-
центрацией, а на восполнение удаленного количества пода-
ют воду с меньшей концентрацией примесей. Такой процесс
замены воды в замкнутом контуре называется его про-
дувкой.
Есть два вида продувок: 1) непрерывная, когда частич-
ная замена воды в контуре осуществляется постоянно;
2) периодическая продувка, когда удаление части воды из
140
100Сц='(tO+Kp) Спр
Рис. 5.22. Схема барабанного кот-
ла, оборудованного непрерывной
продувкой
контура выполняется через некоторые интервалы. В кот-
лах барабанного типа применяются оба вида продувок.
Непрерывная осуществляется из барабана котла, периоди-
ческая — из нижних коллекторов экранов.
Размер продувки обычно выражают в процентах по от-
ношению к количеству питательной воды или к паропроиз-
водительности котла. Для получения 100%-ной производи-
тельности и восполнения по-
терь воды с непрерывной
продувкой в количестве р,
:% (от паропроизводитель-
ности), в котел необходимо
подавать питательной воды
(100 + р), % - Чтобы концен-
трация какой-либо примеси
в котловой воде оставалась
постоянной, должен уста-
навливаться и существовать
в дальнейшем баланс между
количеством примеси, поступающей в водяной объем кот-
ла и удаляемый из него. Для примесей, которые не
осаждаются на поверхностях нагрева и не образуются в
самом котле, материальный баланс сводится к равенству
количества примесей, поступивших в котел с питательной
водой, с количеством примесей, удаленных из котла с па-
ром и продувочной водой (рис. 5.22). Уравнение матери-
ального баланса для таких примесей имеет вид
(100 + р) DK Са.„ = 100DK Сп + pDK Спр; (5.13)
(100 + р) Спв 100Сп + рСпр, (5.14)
где DK— паропроизводительность котла, т/ч; р — непре-
рывная продувка, %; Сп.в, Сп> Спр—концентрация приме-
си соответственно в питательной воде, паре и продувочной
воде. Для котлов, в которых не применяются ступенчатое
испарение и промывка пара (см. § 5.6 и 5.7), концентра-
ции в котловой и продувочной воде практически одинако-
вы, т. е. Спр = Ск.й»
Повышение чистоты пара связано с уменьшением вели-
чины 100 Сп. Как следует из уравнения (5.14),. этому ус-
ловию при постоянстве СП,Б отвечает увеличение размера
продувки р, а при постоянстве продувки — уменьшение до-
пустимых концентраций в питательной воде. Чрезмерно уве-
личивать непрерывную продувку котлов невыгодно по эко-
номическим соображениям. Несмотря на довольно полное
141
использование теплоты продувочной воды, этот процесс в
тепловых схемах ТЭС всегда происходит со снижением по-
тенциала, что понижает общий КПД ТЭС. По этой причи-
не Правила технической эксплуатации (ПТЭ) ограничива-
ют размер продувки котлов. Согласно действующим в на-
стоящее время ПТЭ [5.3] непрерывная продувка не долж-
на превышать 1 % при восполнении потерь основного цик-
ла ТЭС химически обессоленной водой или дистиллятом ис-
парителей и 3 % при использовании более простых спосо-
бов подготовки добавочной воды.
Если в уравнение (5.2) подставить выражение СпЛ и
Сп из уравнений (5.1) и (5.3), то получим
100С°бщ - wC3 + Кр CL (5.15)
В этом уравнении для примесей, находящихся в котло-
вой воде в растворенном состоянии, Св и Св численно со-
впадают между собой.
Преобразуя для этого случая уравнение (5.15), можно
записать выражение, получившее название коэффициента
выноса:
(W + кр) сУщ/св- юо. - кВЬ1н. . (5.16)
Для котлов, имеющих только продувку, Св и отве-
чают значениям концентраций в котловой и продувочной
воде. С учетом выражения (5.15) уравнение (5.14) может
быть представлено в следующем виде:
(100 + р) Сп.в =- (w + Kp + р) Спр. (5.17)
Отсюда вытекает, что для растворимых примесей
спр = ск.в = (100 + р) + Kv + p. (5.18)
Примеси, находящиеся в воде во взвешенном состоянии
(шлам), могут поступать в пар только с каплями воды.
Для них уравнение (5.15) запишется так:
100С“бщ =-.-®Св. (5.19)
Для нерастворимых примесей, как поступающих с пи-
тательной водой, так и образующихся в самом котле (на-
пример, продукты коррозии), составление материальных
балансов затруднительно, так как неизвестны соотноше-
ния количеств примесей, остающихся в объеме котловой
воды и выделяющихся на поверхностях нагрева.
С помощью уравнений (5.14), (5.18), а также (5.1) — (5.3) выпол-
няют различные расчеты водного режима, связанные с получением чис-
142
того пара в котлах барабанного типа, оборудованных непрерывной
продувкой. Например, для заданного качества питательной воды и задан-
ной продувки могут быть найдены качество пара, количества отдельных
примесей в капельном уносе и паровом растворе. Для требуемой чистоты
пара могут быть определены допустимые концентрации веществ в
котловой воде, найдены размер продувки и допустимые концентрации в
питательной воде.
Размер непрерывной продувки необходимо рассчиты-
вать по тем показателям, которые нормируются в паре.
Как правило, результаты расчета продувки по разным по-
казателям не совпадают между собой. Для работы котла
должно выбираться наибольшее из всех полученных зна-
чений, так как пар может считаться чистым только в том
случае, когда он удовлетворяет всем требованиям. Для
котлов высокого давления расчетное значение продувки по
кремнесодержанию часто оказывается выше значейий, ко-
торые считаются приемлемыми по соображениям тепловой
экономичности. В подобных случаях простейшую схему ор^
ганизации водного режима котла, когда имеется только
продувка, необходимо усложнить, применив ступенчатое ис-
парение или промывку пара.
5.6. СТУПЕНЧАТОЕ ИСПАРЕНИЕ
В котлах с многократной циркуляцией, имеющих только продувку,
барабан является той частью котла, где объединяются все потоки па-
ра, воды и пароводяной смеси. К барабану (рис. 5.22) подключены все
контуры циркуляции, в него поступает вся питательная вода, отводится
весь образующийся пар и удаляется вода в непрерывную продувку.
Смешение потоков воды в водяном объеме барабана способствует
усреднению концентраций растворенных и взвешенных примесей по от-
дельным циркуляционным контурам котла.
В котлах со ступенчатым испарением контуры циркуляции искус-
ственно разделяют на две или три части, называемые отсеками или
ступенями испарения. В первый отсек выделяют большую группу кон-
туров циркуляции, которую присоединяют к части или ко всему бара-
бану. Во второй отсек выделяют небольшую группу контуров цирку-
ляции, которую присоединяют либо к части барабана, либо к вынос-
ным циклонам. В третий отсек обычно выделяют контуры, соединенные
с выносными циклонами. Парообразующие поверхности отдельных от-
секов не сообщаются между собой. Питательная вода для всего котла
подается в первый отсек, питание второго отсека осуществляется кот-
ловой водой первого отсека, а питание третьего — водой второго. Про-
дувка котла всегда осуществляется из последнего отсека.
143
Метод ступенчатого испарения, сущность которого сводится к соз-
данию в когле контуров парообразования с различной концентрацией
примесей при их последовательном питании водой, был предложен
Э. И. Роммом (ВТИ) в 1936 г. Практическому развитию метода сту-
пенчатого испарения способствовали работы В. Н. Ноева (ОРГРЭС) по
Рис. 5.23. Схема двухступенчатого испарения без выносных циклонов:
G , С ,С С —концентрация примесей соответственно в питательной кот-
п.в к.в п.р п
левой, продувочной воде и паре; п т и п ,т — паропроизводительности первой и
X л л
второй ступеней испарения; С —концентрации примесей в котловой
воде первого и второго отсеков
Рис. 5.24. Схема трехступенчатого испарения с выносными циклонами:
1 — барабан; 2, 3 и 5 — первая, вторая и третья ступени испарения; 4 — подвод
питательной воды; 6 — опускная труба третьей ступени; 7 — парообразующие тру-
бы третьей ступени; 8 — продувка котла; 9 — водоперепускная труба; 10 — паро-
перепускная труба; 11 — пароотводящие трубы
созданию внутрибарабанных и выносных циклонных сепараторов.
С применением циклонной сепарации повысились надежность и эффек-
тивность метода ступенчатого испарения. Широкое внедрение этой схе-
мы в котлах среднего давления началось с 1943 г. При переходе оте-
чественной энергетики на высокие параметры ступенчатое испарение ста-
ло применяться и в котлах высокого давления.
144
Поступление воды из одного отсека в другой происходит по специ-
альным водоперепускным трубам. Когда контуры циркуляции первого
и второго отсеков присоединяют к барабану, водяной объем барабана
делят перегородкой, несколько выступающей над уровнем воды. Водо-
перепускная труба в этом случае находится в нижней части перегород-
ки (рис. 5.23 и 5.24). Когда в схеме котла есть выносные циклоны, во-
доперепускные трубы к ним располагают вне барабана. Переток воды
по водоперепускным трубам в нужном направлении обеспечивается
разностью уровней воды по обеим сторонам перегородки в барабане,
а в схеме с выносными циклонами — разностью уровней в барабане и
f
2-я ступень
Рис, 5.25. Схема двухступенчатого испарения с выносными циклонами:
/ — барабан; 2 — парообразующие трубы первого отсека; 3 — подвод питательной
воды; 4 — выносной циклон; 5 — опускная труба; 6 — парообразующие трубы
второго отсека; 7 — продувка котла; 8 — водоперепускная труба; 9 — паропере-
пускная труба; 10— пароотводящие трубы
1-я ступень
испарения
3-я ступень
испарения
циклоне, (рис. 5.24 и 5.25). Из барабана весь пар отводится, как прави-
ло, через первый отсек. Пар из выносных циклонов поступает в ба-
рабан по пароперепускным трубам.
Общая производительность котла со ступенчатым испарением скла-
дывается из паропроизводительности всех отсеков. Если обозначить
производительность второго отсека в процентах от общей производи-
тельности через пи, то производительность первого отсека при двух-
ступенчатой схеме составит 100—пи, %. Для получения Иц, %, пара во
второй отсек нужно подавать пи, %, воды; кроме того, необходимо
восполнять потери воды с непрерывной продувкой котла, которая осу-
ществляется в такой схеме из второго отсека. Следовательно, на пита-
ние второго отсека при продувке котла, равной р, %, по водоперепуск-
ной трубе из первого отсека во второй должно поступать и-п + р, °/о,
воды. Для получения 100—Пи, %, пара в первый отсек нужно пода-
вать питательной воды 100—/щ, %. Кроме того, на восполнение воды,
10—905
145
уходящей по водоперепускной трубе во второй отсек, необходимо по-
давать пы+/?, %, что в сумме .составит 100 + /?, %. Такой же процент
расхода питательной воды получается и в котле без ступенчатого ис-
парения. Однако если в котле без ступенчатого испарения 100 + /?, %,
питательной воды распределяется по всем контурам циркуляции котла,
то в котел со ступенчатым испарением 100 + /?, %, питательной воды по-
ступает лишь в контуры циркуляции первого отсека. Благодаря этому
при одинаковых концентрациях примесей в питательной воде концент-
рации примесей в котловой воде первого отсека получаются значитель-
но меньшими, чем в котловой воде котла без ступенчатого испарения.
Соответственно улучшается чистота пара, получаемого в первом отсеке.
Во втором отсеке концентрации примесей в котловой воде при одинако-
вом размере непрерывной продувки сохраняются практически такими
же, как и в котле без ступенчатого испарения. Следовательно, качество
пара, получаемого во втором отсеке, будет таким же, как и у котла
без ступенчатого испарения. В результате смешения потоков пара из
первого и второго отсеков общий поток пара, направляющийся в паро-
перегреватель, получается в схеме со ступенчатым испарением более
высокого качества, чем в схеме без ступенчатого испарения.
Наибольший эффект повышения чистоты пара получался бы при
бесконечно большом числе ступеней испарения. Практически более трех
ступеней не применяют, так как с дальнейшим увеличением числа отсе-
ков конструкция котла заметно усложняется, а получаемый выигрыш в
чистоте пара по мере возрастания числа ступеней падает.
В схеме двухступенчатого испарения первый отсек, куда поступает
питательная вода и где котловая вода имеет меньшие концентрации
примесей, часто называют «чистым» отсеком, или первой ступенью ис-
парения. Второй отсек, где котловая вода имеет большие концентрации
примесей, называют «солевым» отсеком, или второй ступенью испаре-
ния. В схеме трехступенчатого испарения за первым отсеком сохраняют
название «чистого», а второй и третий отсеки называют второй и треть-
ей ступенями испарения.
Для примесей, которые не осаждаются на поверхностях нагрева и
не образуются в самом котле, при ступенчатом испарении может быть
написано большее число уравнений материального баланса, чем при от-
сутствии ступенчатого испарения. Баланс примесей для котла в целом
при любом числе ступеней записывается одинаково в виде уравнения
(5.14), а именно:
(100 + /?) Сп.в — 100Сп + рСПр.
Материальный баланс примесей для первого отсека сводится к ра-
венству количества примесей, поступающих с питательной водой, коли-
честву примесей, уходящих из первого отсека с паром и водой, пере-
пускаемой во вторую ступень. Вода, направляемая из первого отсека
146
во второй, для первого отсека является продувкой, а для второго — пи-
тательной водой. Уравнение материального баланса для первого отсека
(100 + р) Сц в - (100 - пп) С* + (ПП + р) С1КВ, (5.20)
где С „ — концентрация примеси в паре, получаемом в первой ступени
испарения; С в — концентрация примеси в котловой воде первого от-
сека.
При двухступенчатом испарении материальный баланс второго от-
сека сводится к равенству количества примесей, поступающих с водой
из первого отсека, количеству примесей, уходящих из второго отсека с
паром, который здесь генерируется, и с продувочной водой. Уравнение
материального баланса для солевого отсека в схеме двухступенчатого
испарения записывается так:
$
(«п + ₽)Ск.в = Л1С" + рСпР, ’ <5-21>
где СП—концентрация примеси в паре; СПр = С^ —концентрация при-
меси в котловой воде второй ступени испарения..
Для примесей, содержащихся в паре, уравнение материального ба-
ланса составляется суммированием количества примесей, вносимых по-
токами пара из каждой ступени. При двухступенчатом испарении
100Сп = (100-пп) (Ц + яцД1. (5.22)
Из уравнения (5.22) видно, что чистота пара, выдаваемого котлом
Си, зависит от производительности солевого отсека Пц. При Пц = 0 и
пн = 100 % схема котла становится одноступенчатой, и пар в обоих
случаях получается равноценного качества. При других значениях пп,
лежащих в интервале 0<пп<Ю0%, качество пара получается выше,
причем существует оптимальное значение йц, когда Сп получает мини-
мальное значение. Расчеты показывают, что при одинаковых для всех
ступеней коэффициентах выноса оптимальное значение пп зависит и
от продувки котла (табл. 5.1).
Таблица 5.1. Расчетные оптимальные паропроизводительности
отдельных отсеков при ступенчатом испарении
(% общей паропроизводительности котла)
Продув- ка, % Ступень испарения 1 Схема
1 II ш
2 87 75 13 20 5 S Двухступенчатая Трехступенчатая
1 91 79 9 17 4 Двухступенчатая Трехступенчатая
0,5 93,5 6,5 Двухступенчатая
10*
147
Отношение концентраций отдельных примесей в котловой воде чис-
того отсека к их концентрациям в питательной воде называют кратно-
стью концентраций для чистого отсека. Отношение концентраций кот-
ловых вод первого и второго отсеков называют кратностью концентраций
между первой и второй ступенями испарения. Кратности концент-
раций выражаются уравнениями
100 + р
100 —
Гбб
(5.23)
х1 + + Р
«п +- Р
(5.24)
5
где К1' и К1 г— коэффициенты выноса для
первой и второй ступеней ис-
парения.
Из сопоставления уравнений (5.23) и (5.24) можно представить со-
отношение концентраций примесей в продувочной и питательной воде
через кратности концентраций:
СпР/Сп.в=С"в/Сп.в = С1СП-1-
(5.25)
Из уравнений (5.23) и (5.24) видно, что кратности концентраций
Ci и С jj.j зависят от паропроизводительности солевого отсека /1ц
При эксплуатации котлов расчетные значения могут нарушаться.
Снижение кратности между первой и второй ступенями против рассчи-
танного значения свидетельствует о наличии обратного перетока воды
из солевого отсека в чистый. Такое явление получило название пере-
броса. С позиций получения чистого пара переброс нежелателен, так
как ведет к ухудшению качества пара, выдаваемого первой ступенью
испарения, а следовательно, и котлом в целом.
Переброс может возникать по разным причинам. Одна из них кро-
ется в неодинаковом набухании уровней воды в барабане по обеим
сторонам перегородок. Чтобы уровень в солевом отсеке не опускался
слишком низко и не могли оголиться опускные трубы этого отсека, со-
противление водоперепускной трубы выбирается небольшим. Разность
весовых уровней в чистом и солевом отсеках при этом составляет около
100 мм. Когда для сепарации применяют внутрибарабанные циклоны,
предотвращающие барботаж пара через водяной объем барабана, дей-
ствительные уровни в отсеках бывают близки к весовым. Однако при
работе котлов не исключаются случаи периодического понижения в нем
давления. Тогда в связи с вскипанием воды в барабане возникает бар-
ботаж и уровни в отсеках набухают. Если действительный уровень в со-
148
левом отсеке окажется больше, чем в чистом, то в него начнется пере-
ток пароводяной смеси из солевого отсека.
При кратковременном повышении давления в солевом отсеке, на-
пример при отжатии факела в топке к поверхностям нагрева, включен-
ным во вторую ступень, может происходить поступление воды из соле-
вого отсека в чистый через водоперепускную трубу, а также через не-
плотности в местах соединения перегородки со стенками барабана.
Когда, последняя ступень испарения выполнена с выносными цик-
лонами, переброс ликвидируется практически полностью. Возможность
иметь большую разность уровней в барабане и циклоне позволяет де-
лать водоперепускную трубу между барабаном и выносным циклоном
•с большим сопротивлением. По сравнению с трубой в перегородке во-
доперепускная труба, идущая к выносному циклону, получается боль-
шей длины и. меньшего диаметра. В случае кратковременного повыше-
ния давления в последней ступени испарения движение воды в водопе-
репускной' трубе в сторону циклона может прекратиться и начаться
перемещение в обратном направлении. Однако за время, пока выровня-
ются давления в отсеках, вода из солевого отсека может не успеть вы-
теснить из водоперепускной трубы содержащуюся там воду и дойти до
барабана. Причины, приводящие к набуханию уровней в отсеках, так-
же не могут вызвать переброса из выносных циклонов, так как высота
парового пространства в них очень велика.
При большой производительности второй ступени испарения (табл.
5.1) котлы обычно оборудуют внутрибарабанными циклонами. При ма-
лых производительностях последних ступеней (второй или третьей) их
выполняют с выносными циклонами.
На рис. 5.23—5.25 условно показано одностороннее включение со-
левых отсеков. На практике более употребительно симметричное рас-
положение отсеков одной и той же ступени испарения по обеим сторо-
нам барабана, при этом общая паропроизводительность второй ступени
испарения обеспечивается левым и правым отсеками. Левый и правый
ютсеки второй ступени испарения получают воду из чистого отсека по
своим водоперепускным трубам. Продувка котла, осуществляемая из
последней ступени испарения, складывается из расходов по обеим про-
дувочным линиям — левой и правой.
С помощью уравнений (5.20) — (5.25) и (5.14) могут быть выполне-
ны различные расчеты водного режима, связанные с получением чистого
пара в котлах с двухступенчатым испарением.
Рассмотрим на примерах, какими возможностями обладает схема
организации водного режима со ступенчатым испарением по сравнению
с простейшей схемой, когда в котле есть только непрерывная продувка.
В первом примере сравним чистоту пара двух котлов давлением
10 МПа, один из которых не имеет ступенчатого испарения, а другой
работает по схеме с двухступенчатым испарением при Пц = 5%. Срав-
149
ним чистоту пара обоих котлов при условии питания их водой одина-
кового качества и одинаковом размере продувки. Пусть продувка со-
ставляет 3 %, общее солесодержание питательной воды 2,0 мг/кг и
кремнесодержание 0,15 мг/кг. Для давления 10 МПа коэффициент вы-
носа по кремнекислоте равен примерно 1 %, коэффициент выноса по
солям близок к влажности насыщенного пара, примем его равным
0,02 % •
Для указанных условий в котле без ступенчатого испарения по
уравнению (5,14) с учетом выражений (5.16) и (5.17) легко подсчитать
концентрации в котловой и продувочной воде. Получим общее соле-
содержание 68,6 мг/кг, кремнесодержание 3,9 мг/кг. По уравнению
(5.16) найдем концентрации в паре. Они получаются следующими: об-
щее солесодержание 13,7 мкг/кг, кремнесодержание 39 мкг/кг, что пре-
вышает нормы, установленные для пара высоких параметров (кремне-
содержание не более 20 мкг/кг, соединений натрия не более 15 мкг/кг).
В котле со ступенчатым испарением для заданных условий по урав-
нениям (5.23) — (5.25) находим кратности концентраций по отсекам
Ci и С jj.j ; для соле- и крем нес одержания они получаются разными,
так как различны Двын- С помощью этих же уравнений находим кон-
центрации в котловой воде чистого и солевого отсеков. Общее солесо-
держание в чистом отсеке получается равным 25,7 мг/кг, в солевом от-
секе— 68,3 мг/кг, соответственно кремнесодержание равно 1,72 и
4,52 мг/кг. По уравнению (5.16) находим концентрации в потоках пара
из чистого и солевого отсеков, затем по уравнению (5.22) определяем
качество общего потока пара, вырабатываемого котлом. Оно получается
следующим: общее солесодержание 5,57 мкг/кг, кремнесодержание
17 мкг/кг.
Из полученных в первом примере числовых данных видно, что при
одинаковом качестве питательной воды и одинаковом размере продув-
ки качество пара у котла со ступенчатым испарением значительно луч-
ше, чем у котла без ступенчатого испарения. В воде чистого отсека
котла со ступенчатым испарением, где вырабатывается большая часть
пара (в примере 95 %), концентрации примесей значительно меньше
(в примере в 2,6 раза), чем в котловой воде котла без ступенчатого
испарения. В продувочных водах обоих котлов концентрации примесей
близки по величине.
Второй числовой пример выполним для условий, когда котел без
ступенчатого испарения и котел со ступенчатым испарением питаются
водой одинакового состава и вырабатывают пар одинакового качества.
Сравним, с какими продувками должны при этом работать котлы. Пусть
котлы питаются водой с общим солесодержанием 5,0 мг/кг, кремнесо-
держанием 0,1 мг/кг. Давление в котлах 10 МПа, коэффициенты выно-
са по солям 0,02 %, по кремнекислоте 1 %, паропроизводительность со-
левого отсека в котле со ступенчатым испарением пц = 5 %.
150
Чтобы получить пар с солесодержанием 15 мкг/кг и кремнесодер-
жанием 20 мкг/кг, необходимо иметь в котловой (и продувочной) воде
котла без ступенчатого испарения общее солесодержание 75 мг/кг и
кремнесодержание 2,0 мг/кг. При указанном выше качестве питатель-
ной воды такие концентрации в котловой воде можно получить при
продувке, равной 7,2 %, что превышает значения, регламентируемые
ПТЭ по условиям тепловой экономичности.
Для котла со ступенчатым испарением та же чистота пара обес-
печивается при продувке, равной 2,9 %. Кратности концентраций по от-
секам при этом составляют по солесодержанию Ci—13,0 и Сц.у — 2,72,
по кремнесодержанию Ci—11,62 и =2,67. Солесодержание в чис-
том отсеке 65 мг/кг, а в солевом 176 мг/кг. Кремнесодержание в чистом
отсеке 1,16 мг/кг, а в солевом 3,11. Качество пара, генерируемого в чис-
том и солевом отсеках, характеризуется соответственно следующими
цифрами: по солесодержанию 13,0 и 35,4 мкг/кг, по кремнесодержанию
12 и 31,7 мкг/кг. Пар всего котла имеет солесодержание 14,1 мкг/кг,
кремнесодержание 12,8 мкг/кг.
Возможность с переходом на схему со ступенчатым испарением су-
щественно увеличить концентрации в продувочной воде и при этом по-
лучать пар высокого качества может быть использована не только для
сокращения размера продувки котла, но и для повышения допустимых
концентраций примесей в питательной воде. Такая возможность позво-
ляет идти на применение более простых и дешевых способов подготовки
добавочной воды основного цикла ТЭС.
В третьем примере сравним, каким должно быть качество пита-
тельной воды в котлах без ступенчатого испарения и со ступенчатым
испарением для условий работы обоих котлов с одинаковыми продувка-
ми и выполнением норм по чистоте пара.
Как и в предыдущих примерах, возьмем котлы давлением 10 МПа,
где коэффициенты выноса составляют по солям 0,02 %, по кремнесодео-
жанию 1'%. Пусть продувка будет 2,9 %, Пц = 5 %- С помощью урав-
нений (5.16), (5.20) — (5.25) найдем, что для выполнения указанных
выше требований по чистоте пара питательная вода котла без ступен-
чатого испарения должна иметь солесодержание не выше 1,8 мг/кг,
кремнесодержание не выше 0,05 мг/кг, а питательная вода котла со
ступенчатым испарением — солесодержание не выше 5,0 мг/кг, кремне-
содержание не выше 0,10 мг/кг. Если добавок в основной цикл ТЭЦ
равен 10 %, то допустимые концентрации в добавочной воде составят:
для котла без ступенчатого испарения солесодержание менее 18 мг/кг,
кремнесодержание менее 0,5 мг/кг; для котла со ступенчатым испаре-
нием солесодержание 50 мг/кг, кремнесодержание 1,0 мг/кг. Получить
добавочную воду указанного состава для котла без ступенчатого ис-
парения дешевыми методами невозможно, необходимо применять обес-
соливание воды. Получить добавочную воду с солесодержанием 50 мг/кг
151
и кремнесодержанием 1,0 мг/кг, не прибегая к обессоливанию воды, при
подходящем источнике водоснабжения практически возможно.
Приведенные примеры показывают широкие возможности, которыми
обладает схема организации водного режима со ступенчатым испаре-
нием. В зависимости от конкретных условий на первый план могут
выступать те или иные ее преимущества. На современных ТЭС с бара-
банными котлами ступенчатое испарение применяют в целях повышения
чистоты насыщенного пара либо для сокращения непрерывной продувки
котлов и, следовательно, для повышения экономичности паротурбинной
установки, либо для удешевления подготовки добавочной воды, что осо-
бенно важно для ТЭЦ, имеющих большие потери рабочего тела. Расче-
ты показывают, что эффективность применения ступенчатого испарения
особенно велика в случае питания котлов водой с повышенным содер-
жанием примесей. Чем чище питательная вода, тем меньше эффект от
применения ступенчатого испарения. Вследствие этого для мощных кот-
лов высокого давления, питающихся, как правило, конденсатом и обес-
соленной водой, этот способ организации водного режима не применяют.
5.7. ПРОМЫВКА ПАРА
Если принять количество примеси, вносимой в котел с
питательной водой, за 100%, то уравнение материального
баланса для котла (5,14) может быть переписано в виде
юо = юо-^-б-1-00 .
Ед.в \100 -% р
100
Сп.вбоо + р
(5.26)
В правой части этого уравнения первый член выражает
процент выноса примеси паром, а второй — процент выно-
са примеси продувочной водой. Обозначив первый и вто-
рой члены уравнения (5.26) через А и Б, получим
100% - А +Б.
(5.27)
Для повышения чистоты пара схема организации вод-
ного режима котла будет тем эффективнее, чем больше бу-
дет относительный вынос примесей продувочной водой. На
рис. 5.26 графически показаны результаты расчетного оп-
ределения относительного выноса кремнекислоты для
котлов давлением 10 МПа с разными схемами организации
водного режима. Увеличение непрерывной продувки во
всех схемах дает повышение чистоты пара, т. е. с уве-
личением продувки А уменьшается. При одинаковых зна-
чениях продувки схема со ступенчатым испарением более
152
эффективна, чем схема без ступенчатого испарения, так
как относительный вынос кремнекислоты паром в схеме со
ступенчатым испарением меньше. Однако он не мал, осо-
бенно при небольших продувках. Действительно, для дав-
ления 10 МПа (рис. 5.26,6) вынос кремнекислоты паром
при продувке 1 % достигает примерно 23 %, а при продув-
ке 0,5 %—примерно 35 %. Если провести аналогичные рас-
Рис. 5.26. Относительный вынос кремнекислоты с паром и продувочной
водой при давлении 10 МПа:
и — котел имеет только непрерывную продувку; б — котел со ступенчатым испа-
рением («II=25 %); в— котел без ступенчатого испарения с промывкой пара
четы для больших давлений, легко убедиться , что с увели-
чением давления относительный вынос кремнекислоты
паром будет возрастать в связи с увеличением коэффициен-
та распределения. Для давлений больше 10 МПа на гра-
фиках рис. 5.26, а и б кривые расположатся тем ниже, чем
больше давление, а это означает, что при одинаковых про-
дувках котлов Л с ростом давления будет увеличиваться,
а Б уменьшаться. Следовательно, эффективность рассмот-
ренных схем организации водного режима в отношении по-
лучения чистого пара по примесям, которые имеют большие
коэффициенты распределения (кремнекислота, окислы ме-
таллов), с увеличением давления будет снижаться. Из
сравнения графиков рис. 5.26, а—в видно, что в отношении
153
чистоты пара большей эффективностью обладает схема ор-
ганизации водного режима с промывкой пара.
Этот процесс осуществляется следующим образом: пар.
полученный из воды с некоторой концентрацией примесей,
сепарируется и затем промывается водой, имеющей мень-
шую концентрацию примесей, после чего следует повторная
сепарация. Уменьшение содержания примесей в паре в про-
цессе промывки происходит двумя путями, один из которых
распространяется на примеси, находящиеся в состоянии па-
рового раствора, другой — на примеси, находящиеся в кап-
лях котловой воды. В капельном уносе, как известно, могут
присутствовать как растворенные, так и нерастворенные
примеси, например продукты коррозии.
В процессе промывки примеси, находящиеся в паровом
растворе, подвергаются перераспределению между жидкой
и паровой фазами в связи с нарушением существовавшего
ранее равновесия. Как было указано (см. § 5.2), в системе
«насыщенный пар—вода» состояние равновесия для'веще-
ства, растворенного в обеих фазах, количественно выража-
ется через коэффициент распределения
При постоянном давлении коэффициент распределения
для каждого вещества есть величина постоянная. Если в
двухфазной системе соотношение реальных концентраций
примесей в паре и воде отличается по значению от соот-
ветствующих значений Кр, это значит, что в момент изме-
рения концентраций система не успела прийти в равнове-
сие. При установлении нового равновесия происходит пере-
ход растворенной примеси из паровой фазы в жидкую или
наоборот. При Сп; концентрация примеси в паро-
вом растворе уменьшается, а в жидкой фазе увеличивается.
Так как промывка пара ведется при постоянном давле-
нии как для пара, контактирующего с котловой водой, так
и для пара, контактирующего с промывочной водой, то в
состоянии равновесия по отношению к любой растворен-
ной в паре примеси должно быть справедливо выражение
= CS/CL =. np/CLp, (5.28)
где С п, Ск.в, Сп.пр, С£пр —концентрации растворенных
примесей соответственно для пара, поступающего на про-
мывку, для котловой воды, промытого пара и для промы-
вочной воды.
154
Очевидно, что чем меньше будут концентрации .приме-
сей в промывочной воде, тем меньше будут и равновесные
концентрации в паровом растворе, который контактирует
с этой водой. При ограниченном времени контакта пара с
промывочной водой возможно, что новое равновесие в си-
стеме не успеет установиться. Тогда в промытом паре кон-
центрации растворенных примесей будут несколько больше
равновесных, однако все-таки меньше, чем в паре, посту-
пающем на промывку. Максимальный эффект удаления
растворенных примесей будет в том случае, когда система
достигнет нового состояния равновесия.
Таким образом, процесс промывки пара, осуществляе-
мый путем контакта пара с водой, в которой концентрация
примесей меньше, чем в воде, из которой пар был полу-
чен, в отношении растворенных примесей тем эффективнее,
чем меньше концентрации примесей в промывочной 'воде и
чем ближе система к состоянию равновесия.
Примеси, находящиеся в капельном уносе, попадают в
промывочную воду при слиянии капель котловой воды с
промывочной водой. Результатом такого слияния является
изменение концентрации примесей в промывочной воде,
естественно, в сторону повышения, так как в капельном
уносе содержание загрязнений больше, чем в промывочной
воде. Поскольку количество промывочной воды сущест-
венно больше количества влаги в промываемом паре, по-
вышение это незначительно.
Пар, выходящий с промывочного устройства, всегда бы-
вает влажным; эта влажность может быть равна, меньше
или больше влажности пара, поступающего на промывку.
Однако при всех условиях капельный унос после промы-
вочного устройства всегда чище капельного уноса пара,
поступающего на промывку. В целях повышения чистоты
пара целесообразно сепарировать влагу до и после промы-
вочного устройства.
В отечественных котлах барабанного типа промывку пара ведут
методом барботажа. Может предусматриваться промывка всего или
части пара, вырабатываемого котлом. Когда промывается весь пар,
промывочное устройство размещают в паровом пространстве барабана и
для промывки используют питательную воду котла. Когда промывается
часть пара, генерируемая солевыми отсеками с выносными циклонами,
эту часть промывают котловой водой чистого отсека, направляя пар
из циклонов под уровень воды в чистом отсеке.
Во всех барабанных котлах метод промывки пара как таковой
остается неизменным (барботаж пара через воду), однако его оформ-
155
Рис. 5.27. Схема промывки всего
пара:
/ — барабан; 2 — парообразующие тру-
бы; 3 — опускные трубы; 4 ~~ пароот-
водящие трубы; 5 — подвод питатель-
ной воды; 6 — паропромывочное устрой-
ство (дырчатый щит); 7 — пароприем-
ный потолок; 8— слив промывочной
воды; а ~ паропромывочное устройство
с «корытцами»
ление различно. В упрощенном ви-
де схема промывки всего пара по-
казана на рис. 5.27. Подробнее
схемы промывочно -сепар ационных
устройств даны на рис. 5.28 и 5.29.
На рис. 5.28 показано разме-
щение внутрибарабанных уст-
ройств в мощных однобарабанных
котлах давлением 15,2 МПа. Па-
роводяная смесь из парообразую-
щих труб подводится к внутриба-
рабанным циклонам специальными
коробами. В циклонах осуществляется первая ступень сепарации.
Пар из циклонов, перемещаясь к пароотводящим трубам, про-
ходит через отверстия паропромывочного устройства и барбо-
тирует через слой промывочной воды. Само промывочное устройство
представляет собой плоский дырчатый щит, перекрывающий все сече-
ние барабана. На промывку пара поверх дырчатого щита специальной
распределительной трубой подается около 50 % питательной воды.
'Остальное ее количество подводится к опускным трубам. Слив промы-
вочной воды с дырчатого листа происходит по обеим его сторонам через
специальные трубы или короба, которые проходят между коробами,
подводящими пароводяную смесь к циклонам. Размеры отверстий и
скорости пара в дырчатом барботажном щите рассчитывают таким об-
разом, чтобы проходящий через отверстия пар удерживал на поверх-
ности листа слой промывочной воды толщиной около 50 мм. По отно-
шению к промывочной воде дырчатый щит является «беспровальным»,
т. е. вода не проходит через отверстия в щите. Осушка промытого пара
осуществляется в паровом пространстве над промывочным щитом. Пе-
ред пароотводящими трубами всегда делают дырчатый пароприемный
потолок, иногда перед ним устанавливают жалюзи.
В некоторых котлах паропромывочные устройства выполнены с
«корытцами» (рис. 5.27, ц). В настоящее время большее применение на-
ходит дырчатый щит, так как он проще по исполнению и эффективнее
в работе; поверхность контакта пара с водой на дырчатом щите боль-
ше, чем в корытцах.
156
Рис. 5.28. Промывочно-сепара-
ционные устройства однобара-
банного котла:
1 — барабан; 2 — короба подвода
пароводяной смеси к циклонам; <3—
циклоны; 4 — барботажные секции;
5 — пароотводящие трубы; 6 — уп-
лотняющие гидрозатворы; 7 — слив-
ные трубы промывочной воды; 8 —
жалюзи; 9 — дырчатый пароприем-
ный потолок; 10 — подвод 50 % пи-
тательной воды на барботажные
секции; 11 — сброс 50 % питатель-
ной воды к опускным трубам; 12 —
защитный короб; 13 —- трубы под-
вода пароводяной смеси; 14 — опу-
скные трубы
5
На рис. 5.29 показано размещение паропромывочного устройства в
основном барабане двухбарабан-ного котла. Из разделительного бара-
бана (он на рисунке не изображен) пар поступает в основной барабан
по пароперепускным трубам, введенным в паровой объем. С помощью
глухих щитов пар из этих труб направляется под паропромывочное уст-
ройство. Некоторое количество пара вместе с водой поступает из раз-
делительного барабана по водоперепускным трубам. Для лучшей се-
парации этого пара в водяном объеме основного барабана установлен
погруженный дырчатый щит. По пути к пароотводящим трубам оба
потока пара смешиваются и поступают на промывочное устройство, где
пар барботирует через воду. Промытый пар сепарируется в паровом
пространстве над промывочным устройством, куда подается вся-пита-
тельная вода. Сливаясь с него, она направляется в водяной объем ба-
рабана к опускным трубам. Парообразующие трубы подключены к раз-
делительному барабану.
Паропромывочное устройство, размещенное в паровом простран-
стве барабана, уменьшает высоту парового объема, поэтому сепарация
пара как до паропромывочного устройства, так и после него несколько
ухудшается. Влажность пара на выходе из барабана увеличивается с
0,02 до 0,03—0,05 %; перед промывочным устройством она составляет
0,05—0,1 %. Влажность пара солевых отсеков на выходе из выносных
циклонов не зависит от того, каким способом этот пар промывается в
барабане: сначала котловой водой чистого отсека, а затем в общем
потоке пара либо сразу в общем потоке пара. При любой схеме про-
мывки высота парового объема выносного циклона сохраняется неиз-
менной и условия для сепарации пара в нем не ухудшаются;
157
Рис. 5.29. Промывочно-
сепарационные устрой-
ства в основном бараба-
не двухбарабанного
котла:
1 барботажные секции;
2 — подвод питательной во-
ды; 3 — жалюзи; 4 — дырча-
тый пароприемный потолок;
5 — погруженный дырчатый
щит над водоперепускными
трубами; 6 — паропереиуск-
ная труба из разделитель-
ного барабана; 7 — водопере-
пускные трубы из раздели-
тельного барабана; 8 —
опускные трубы; 9 — пароот-
водящие трубы
В котлах высокого и сверхвысокого давления, где обычно применя-
ют промывку всего пара, питательная вода, поступающая в барабан,
часто бывает недогрета до температуры насыщения. В промывочном
устройстве в этом случае будет происходить нагревание воды паром и
конденсация некоторой его части. Парообразующие поверхности нагрева
при этом должны генерировать количество пара, превышающее
паропроизводительность агрегата на расход конденсирующегося
пара.
Промывка пара методом барботажа широко применяется также в
испарителях поверхностного типа. На рис, 5.30 показана схема верти-
кального испарителя с промывочным устройством в виде дырчатого
щита. При развитой высоте парового объема в вертикальных испари-
телях возможно разместить одно над другим два промывочных уст-
ройства и подавать для промывки на нижнее питательную воду испа-
рителя (она обычно имеет высокие, концентрации примесей), а на верх-
нее устройство конденсат (приблизительно 5 %) с малой концентрацией
примесей. Такую более сложную двухступенчатую промывку вторичного
пара применяют в тех случаях, когда одноступенчатая промывка пита-
тельной водой не обеспечивает получение дистиллята требуемого ка-
чества.
Другим методом промывки пара является промывка в потоке. Этот
метод применяется в прямоточных котлах докритического давления.
На рис.; 5.31 схематично показан участок прямоточного котла с про-
158
Рис. 5.30. Схема испарителя с про-
мывкой пара:
1 — корпус испарителя; 2 — греющая сек-
ция; 3 — паропромывочный дырчатый щит;
4 — опускная труба; 5 — водомерное стек-
ло; 6 — сливной борт; 7 — жалюзийный се-
паратор; 8 — вторичный пар; 9 — греющий
пар; 10 — питательная вода испарителя;
И — конденсат греющего пара
Дренами
Рис. 5.31. Схема промывки пара в
сепараторном прямоточном котле:
1 — диффузор; 2 — сепаратор; ШЗ и
ППЗ — первая и вторая ступени переход-
ной зоны
мывочно-сепарационным устройством, включенным между первой и вто-
рой ступенями переходной зоны. Питательная вода, впрыскиваемая в
соединительный трубопровод, на котором установлен диффузор, интен-
сивно перемешивается с паром. Растворенные в нем примеси распре-
деляются между паровой и жидкой фазами соответственно своим коэф-
фициентам распределения. Примеси, находящиеся в паре в виде сухой
взвеси, при смачивании пылинок водой частично попадают в капли
влаги. В сепараторе, куда пар поступает с влажностью около 2 %,
жидкая фаза, обогащенная примесями, отделяется и выводится, а про-
мытый пар по выходе из сепаратора продолжает свое движение по
тракту котла.
5.8. ПОЛУЧЕНИЕ ЧИСТОГО ПАРА В ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛАХ
В отличие от барабанных котлов в прямоточных котлах
нет аккумулирующих емкостей, подобных барабану. Дви-
жение рабочей среды по тракту прямоточного
159
котла обеспечивается напором, развиваемым питательным
насосом. Границы между экономайзерной, парообразующей
и перегревательной поверхностями нагрева в этих котлах не
являются строго фиксированными. При нестационарных ре-
жимах работы эти границы перемещаются в направлении
движения рабочей среды или в противоположном на-
правлении в зависимости от характера переходных про-
цессов.
Питательная вода, поступившая во входной коллектор
экономайзера, пройдя последовательно все поверхности
нагрева, целиком превращается в перегретый пар. Содер-
жащиеся в питательной воде примеси либо отлагаются на
поверхностях нагрева, либо уносятся паром. Отсюда сле-
дует, что меры, направленные на повышение качества пи-
тательной воды, служат целям получения чистого па-
ра и уменьшения количества отложений в прямоточных
котлах.
Подготовка добавочной воды для этих котлов ведется
методами термического или химического обессоливания с
применением наиболее совершенных технологических схем.
При сверхкритических параметрах наряду с обессоливани-
ем добавочной воды производят обессоливание и удаление
продуктов коррозии из всего потока турбинного конденса-
та и отдельных потоков конденсата регенеративных и се-
тевых подогревателей. Необходимость очистки основных
потоков конденсатов при сверхкритических параметрах
обусловливается уменьшением доли примесей, задерживае-
мых на поверхностях нагрева котла, и увеличением их вы-
носа паром в связи с повышением растворимости веществ
в перегретом паре с ростом давления (см. § 5.2).
В сепараторных прямоточных котлах докритического
давления есть возможность повышать чистоту пара, приме-
няя способ промывки пара в потоке. Схема промывки и се-
парации пара в котле такого типа показана на рис. 5.31.
Эффективность промывки по отдельным примесям зависит
от значений соответствующих коэффициентов распределе-
ния и КПД сепаратора. Примеси, переходящие из пара в
жидкую фазу, отделяют вместе с ней в сепараторе и выво-
дят из котла. Процесс удаления воды из сепаратора назы-
вают продувкой прямоточного котла.
ГЛАВА ШЕСТАЯ
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ
В ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯХ И ТУРБИНАХ
6.1. СОСТАВ ОТЛОЖЕНИЙ В ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯХ
И ТУРБИНАХ СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ
Чистота внутренних поверхностей пароперегревателей и
проточной части турбин является одним из объективных
показателей удовлетворительного состояния водного режи-
ма и водоподготовки на ТЭС. Быстрое загрязнение турбин
и пароперегревателей отложениями свидетельствует о не-
правильной организации водного режима или о системати-.
ческих его нарушениях. Химический состав отложений, об-
наруживаемых в пароперегревателях и турбинах, однознач-
но указывает на то, что источником их появления являются
примеси, содержащиеся в паре.
Качественный состав этих примесей, а следовательно, и
качественный состав отложений по паровому тракту связа-
ны с составом примесей питательной и котловой воды.
Для барабанных котлов среднего давления добавочную
воду обычно глубоко умягчают, частично снижают щелоч-
ность, но не обескремнивают. В питательной воде таких
котлов всегда присутствуют хлориды, сульфаты и бикарбо-
наты или карбонаты натрия, кремниевая кислота, органи-
ческие вещества, а также продукты коррозии. В резуль-
тате гидролиза фосфатов натрия, вводимых в котловую
воду (см. § 8.1), и гидролиза бикарбоната или карбоната нат-
рия в котловой воде котлов среднего давления появляется
едкий натр. По сравнению с питательной водой pH котловой
воды возрастает на 2—3 единицы, достигая значений око-
ло 10,5— 11. Высокая температура и сильнощелочная среда
способствуют растворению дисперсных частиц кремние-
вой кислоты, разрушению силикатов и увеличению в котло-
вой воде концентрации 8Юз~ и HSiOT- Так как раство-
римость в насыщенном паре всех перечисленных примесей
при давлениях менее 7 МПа мала, то чистота насыщен-
ного пара барабанных котлов практически определяется
значением капельного уноса, т. е. влажностью пара. При
организации водного режима этих котлов широко применя-
ют ступенчатое испарение и обязательно используют непре-
рывную и периодические продувки. Влага, уносимая паром
из барабана, — это капли котловой воды. В них наряду с
11—905
161
растворенными примесями котловой воды (NaCl, Na2SO4>
NaOH; Na2CO3, фосфатами и силикатами натрия) присут-
ствуют также тонко- и грубодисперсные примеси (Mg(OH)2,
MgSiO3, Fe3O4, гидроксилапатит и др.).
Когда в пароперегреватель поступает влажный пар,
происходит его подсушка; концентрация растворенных
примесей в остающейся влаге увеличивается. Вследствие
присутствия в капельном уносе котлов среднего давления
легкоплавкого NaOH (температура плавления 327 °C)
полного выпаривания Н2О из раствора не происходит.
Многокомпонентный солевой раствор, имеющий в соста-
ве NaOH при температурах свыше 327 °C, называют также
расплавом.
Исследованиями М. И. Равича с сотрудниками (ИОНХ АН СССР)
[6.1] было показано, что в системе Na2SO4—NaCl—NaOH- Н2О при
средних давлениях по достижении некоторого перегрева начинается
кристаллизация солей. Первым из раствора выделяется Na2SO4, при
дальнейшем перегреве в твердую фазу выделяются одновременно Na2SO4
и NaCl, при еще большем перегреве продолжается кристаллизация од-
ного NaCl. Когда жидкая фаза перемещается и перестает контактиро-
вать с выкристаллизовавшимися ранее солями, при дальнейшем пере-
греве состав жидкой фазы перестает изменяться.
Таблица 6.1. Состав солевых отложений в пароперегревателях
барабанных котлов (по данным ВТИ)
Компонент Давление пара 3,4 МПа и Давление пара 11,8 МПа
Первая половина пароперегревателя, % Вторая половина пароперегревателя, %
Na2SO4 55,6 20,3 98,84
Na3PO4 19,0 7,0 5,00
Na2CO3 10,2 12,7 0,00
NaCl 15,6 55,0 0,04
Na2SiO3 0,08
В табл. 6.1 приведен процентный состав солевых отложений в па-
роперегревателях барабанных котлов. Данные для котла давлением
3,4 МПа показывают, что состав отложений по ходу пара в паропере-
гревателе, т. е. с повышением температуры перегрева, изменяется. Так,
в первой половине, где температуры перегрева меньше, в отложениях
преобладают сульфат и фосфат натрия (около 55 и 19 %). С повыше-
нием перегрева (вторая половина пароперегревателя) процент сульфа-
та натрия в отложениях уменьшается, а содержание хлорида натрия
162
увеличивается, достигая 55%- Такой характер изменения состава отло-
жений согласуется с рассмотренными выше теоретическими представ-
лениями о кристаллизации сульфата и хлорида натрия из растворов
NaOH в присутствии водяного пара.
Состав отложений в проточной части турбин среднего
давления находится в связи с начальными параметрами па-
ра. Когда в турбины среднего давления подается пар не-
посредственно от барабанных котлов среднего давления, в
отложениях преимущественно обнаруживают соли натрия,
такие, как Na2CO3, Na2SiO3, NaCI, Na3PO4 и Na2SO4. В об-
щем количестве отложений содержание солей натрия со-
ставляет 90—95 %. Другие компоненты, а именно окислы
железа, свободная кремнекислота SiO2, соединения каль-
ция и магния, присутствуют в незначительном количестве.
Когда в турбины среднего давления подается шар от
предвключенных турбин высокого давления, состав отло-
жений в турбинах среднего давления аналогичен составу
отложений в средней и хвостовой частях турбин высокого
давления.
6.2. СОСТАВ ОТЛОЖЕНИЙ В ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯХ
И ТУРБИНАХ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Для барабанных котлов высокого (10—12,3 МПа) и
сверхвысокого (15,2—18,2 МПа) давлений добавочную воду
всегда обескремнивают и с большей или меньшей пол-
нотой обессоливают. Качественный состав примесей пита-
тельной воды барабанных котлов любого давления одно-
образен, однако концентрации примесей в питательной во-
де котлов более высокого давления существенно меньше.
Так как режимы фосфатирования котловой воды в бара-
банных котлах при высоком давлении иные, чем при сред-
нем (см. § 8.1), то pH котловой воды котлов высокого дав-
ления держится на более низком уровне (8,3—9,5). В свя-
зи с этим большая часть кремниевой кислоты остается в
растворе в виде недиссоциированных молекул, а какая-то
часть — возможно, и в коллоидном состоянии.
Основными компонентами растворенных примесей кот-
ловой воды котлов высокого давления являются хлориды,
сульфаты и фосфаты натрия, а также свободная кремне-
кислота. В виде грубой взвеси (котельный шлам) и в дис-
персном состоянии в котловой воде присутствуют главным
образом продукты коррозии — окислы железа, меди и гид-
роксил апатит 3 Са3(РО4)2-Са(ОН)2.
11*
163
При бесфосфатном режиме котловая вода котлов вы со-
кого давления не содержит фосфатов. В растворенном со-
стоянии в котловой воде помимо хлоридов и сульфатов нат-
рия содержатся также хлориды и сульфаты кальция и маг-
ния, свободная кремнекислота. В тонко- и грубодисперсном
состоянии присутствуют продукты коррозии — окислы же-
леза и меди.
Чистота насыщенного пара барабанных котлов высоко-
го давления определяется двумя факторами — растворимо-
стью веществ в насыщенном паре и капельным уносом. Из
числа примесей котловой воды заметной растворимостью в
насыщенном паре при давлениях от 10 до 18 МПа облада-
ют кремниевая кислота и хлористый натрий. В процентном
выражении их вынос намного больше, чем вынос других
примесей котловой воды. Однако в составе отложений на
поверхностях пароперегревателей барабанных котлов вы-
сокого и сверхвысокого давления свободной SiO2 обычно
не находят, а содержание NaCl бывает совсем малым (табл.
6.1). Так как в котловой воде котлов высокого давления
отсутствует свободная гидроокись натрия, унесенные насы-
щенным паром капли котловой воды могут в пароперегре-
вателе выпариться досуха.
В случае когда фактическая концентрация того или
иного соединения в паре меньше его растворимости в нем,
вся примесь в перегретом паре будет находиться в состоя-
нии ненасыщенного парового раствора. В случае когда
фактическая концентрация примеси в паре превышает
ее растворимость, часть должна выделяться в твердую
фазу. Концентрация примеси, остающейся в паровом рас-
творе, будет в этом случае
Рис. 6.1. Кривые растворимости при-
месей в перегретом паре
равна растворимости; по
отношению к этой при-
меси паровой раствор бу-
дет находиться в состоя-
нии насыщения.
Проиллюстрируем сказан-
ное на примерах, изображен-
ных на рис. 6.1, где схематично
представлены кривые раствори-
мости трех примесей (/-///) в
перегретом паре и показаны
фактические их концентрации
на входе в пароперегреватель
(Сф, Сф ; Сф1), Из сопоставле-
164
ния СП* с кривой растворимости Ш видно, что для третьей примеси во
всем диапазоне температур перегрева Сф1 <С$. Следовательно, в дан-
ном случае перегретый пар является ненасыщенным раствором; из него
не может выделяться твердая фаза третьей примеси, ее концентрация на
выходе из пароперегревателя будет такой же, как на входе в него, т. е.
Сф\ Для второй примеси в диапазоне температур от t' до имеем
Сф<Сп » что также указывает на ненасыщенность парового раствора
и невозможность выделения твердой фазы второй примеси в этом диа-
пазоне температур. Однако с повышением перегрева соотношение меж-
ду фактической концентрацией второй примеси и ее растворимостью в
паре изменяется. В диапазоне температур от /пдо /ц Сф>С^Так
как концентрация растворенной примеси не может быть выше значения
растворимости, часть ее по достижении температуры может1 выде-
ляться в твердую фазу. Из сопоставления 0^ с кривой раствбримости I
видно, что для первой примеси Сф>С£ и она должна выделяться в
твердую фазу, начиная с температуры У.
Таким образом, физическое состояние и поведение примесей в паро-
перегревателях зависят от соотношения их фактических концентраций и
растворимостей в перегретом паре при рабочих параметрах. В паропе-
регревателях барабанных и прямоточных .котлов высокого и сверхвы-
сокого давления эти соотношения для кремнекислоты и NaCI выглядят
подобно примеру III на рис. 6.1. Обладая большой растворимостью в
перегретом паре высокого давления (рис. 5.6), эти вещества во всем
диапазоне температур перегрева находятся в состоянии ненасыщенного
парового раствора. Для окислов железа и меди, Na2SC>4, Na3PO4 и
Na2SiO3 соотношения могут выглядеть подобно примерам I и II на
рис. 6,1. Имея малую растворимость в перегретом паре (растворимость
Na2SO4 в точке минимума на кривой при 17,6 МПа равна 0,03 мг/кг),
окислы железа и меди, Na2SO4, Na3PO4 и Na2SiO3 обычно выделяются
в твердую фазу в зоне перегрева. Частично твердая фаза этих соедине-
ний остается в пароперегревателе, образуя отложения, частично уносит-
ся в виде пылинок потоком перегретого пара. Когда фосфатирование не
применяется, например в прямоточных котлах .или при бесфосфатном
режиме барабанных котлов, основными компонентами отложений в па-
роперегревателях являются сульфат натрия и окислы железа.
По отношению к Na2SO4 и другим веществам, выделяю-
щимся в твердую фазу в процессе перегрева или находив-
шимся в паре в виде твердой фазы еще до перегрева, пар,
1 Успеет ли это выделение закончиться в пароперегревателе, зави-
сит от скорости кристаллизационного процесса и длительности пребы-
вания пара в пароперегревателе. — Прим. ред.
выходящий из пароперегревателя, является насыщенным
паровым раствором.
Проходя проточную часть турбины, пар расширяется, и
его параметры быстро снижаются. С уменьшением давле-
ния и температуры растворимость всех солей, окислов же-
леза и меди, а также свободной кремнекислоты уменьша-
ется. Для примесей, которые в паре начальных параметров
находились в состоянии насыщенного раствора, состояние
пересыщения и, следовательно, начало выпадения твердой
фазы из парового раствора наступают тем раньше, чем
меньше их растворимость. Для примесей, которые в паре
начальных параметров находились в состоянии .ненасыщен-
ного раствора, состояние насыщения наступает тогда, ког-
да фактическая концентрация примеси становится равной
растворимости. При последующем снижении параметров
пара и соответственно растворимости вещества паровой
раствор становится пересыщенным, и из него начинает вы-
деляться твердая фаза.
По отношению к окислам железа пар высоких и сверх-
высоких параметров всегда является насыщенным раство-
ром, следовательно, осаждение их из парового раствора
должно начинаться с первых ступеней турбины, В связи с
медленным снижением растворимости окислов железа по
мере снижения параметров их выделение должно захваты-
вать значительный участок проточной части турбины. По
отношению к Na2SO4, Na2SiO3, Na3PO4 пар начальных па-
раметров, как правило, является насыщенным, а по отно-
шению к NaCl — ненасыщенным раствором. Следователь-
но, начало выделения Na2SO4, N2SiO3 и Na3PO4 должно
предшествовать началу выделения NaCl. В связи с быстрым
снижением растворимости солей натрия по мере снижения
параметров пара выделение их в твердую фазу должно рас-
пространяться на ограниченный участок проточной части.
Известно, что в контакте с перегретым паром может со-
существовать несколько модификаций свободной кремце-
кислоты, в частности кристаллический кварц и аморфная
кремнекислота. Так как при одинаковых параметрах пара
растворимость у кварца существенно меньше, чем у аморф-
ного кремнезема, выделение твердой фазы кварца должно
начинаться в турбине раньше, чем выделение твердой фазы
аморфной кремнекислоты.
Твердая фаза того или иного вещества не должна вы-
деляться из парового раствора в пределах турбины в том
случае, когда фактическая Концентрация этого вещества в
166
паре начальных параметров меньше его растворимости
при минимальных параметрах перегретого пара в турбине.
Если в турбине есть ступени, где пар увлажняется, то при
поступлении пара в эти ступени все примеси, содержащие-
ся в нем, должны распределяться соответственно своим ко-
эффициентам распределения между двумя фазами — жид-
костью и насыщенным паром1. Так как растворимость
солей натрия в жидкой фазе достаточно велика, образую-
щаяся двухфазная система по этим соединениям не дости-
гает состояния насыщения. Следовательно, выделение со-
лей натрия из потока влажного пара происходить не мо-
жет.
В отложениях, образующихся в проточной части паро-
вых турбин высокого давления, встречаются дсе примеси,
содержащиеся в перегретом паре. В их расположении по
длине проточной части турбин наблюдается закономер-
ность, согласующаяся с имеющимися данными о раствори-
мости индивидуальных веществ в перегретом паре. В ЦВД
в отложениях обычно преобладают соли натрия (20—50 %),
окислы железа и меди (40—70 %), в ЦНД преобладают
свободная кремнекислота (40—80 %) и окислы железа
(10—12 %).
Химические анализы отложений позволяют обнаружить
в них. силикаты, карбонаты, хлориды и фосфаты натрия.
Содержание соединений кальция и магния в отложениях
невелико — обычно менее 5 %.
Специальные исследования фазового состава отложений в турбинах
показали, что наряду с механической смесью кристаллов таких простых
соединений, как дисиликат натрия Na2Si2O5, магнетит Fe3O4, хлористый
натрий NaCl, в отложениях имеются двойные соли и сложные минера-
лы, такие, как ферросиликат натрия эгирин Na2O-Fe2O3-4SiO2, алюмо-
силикат нагрия анальцим Na2O-А12О3* 4S1O2‘2H2O и др. Свободная
SiO2 осаждается в турбине в виде минералов кристобалита, кристалла
ческого кварца и опала SiCVnHgO. В диапазоне давлений от 2,0 до
0,3 МПа она выделяется в форме кварца и кристобалита, а при давле-
ниях менее 0,3 МПа — в аморфном состоянии в форме опала. Окислы
железа в отложениях турбин наряду с магнетитом Fe3O4 представлены
также гематитом a-Fe2O3. Ближе к хвостовой части турбины процент
гематита в отложениях обычно увеличивается. Присутствие в отложе-
ниях турбин сложных минералов указывает на то, что процессы обра-
1 Необходимо учесть, что для начала выделения необходимо неко-
торое пересыщение, так называемый кристаллизационный напор. Поэто-
му зоны действительного отложения вещества всегда несколько сдви-
нуты по направлению к последним ступеням турбины. — Прим. ред.
167
зования твердой фазы из смесей веществ протекают иначе, чем про-
цессы кристаллизации индивидуальных веществ из их солорастворов.
Для получения более полных и правильных представлений об этих про-
цессах необходимо изучать равновесия в многокомпонентных системах
при различных параметрах перегрева пара.
Количество отложений по отдельным ступеням турби-
ны распределяется очень неравномерно. Как правило, на
самых первых по ходу пара ступенях турбин высокого и
среднего давления абсолютное количество отложений ма-
ло. На последующих ступенях количество отложений воз-
растает, достигает максимума и снова снижается. Ступени
влажного пара обычно бывают чистыми. Область распо-
ложения максимума отложений у разных турбин различна.
Местоположение максимума отложений связано с соста-
вом примесей пара, их концентрацией, конструктивными
особенностями турбины и режимом их эксплуатации.
Основные сведения о количестве отложений и их рас-
положении получают при длительных остановах со вскры-
тием турбин, когда наряду с визуальным осмотром проточ-
ной части имеется возможность отобрать пробы отложе-
ний. Происходящая при остановах турбин конденсация
пара сопровождается частичным растворением в каплях
влаги легкорастворимых компонентов отложений, что в ка-
кой-то мере искажает наши представления об их качест-
венном и количественном составе. Неизбежный при вскры-
тии турбины контакт проточной части с атмосферным воз-
духом может обусловить попадание примесей из окружаю-
щей среды или их взаимодействие с отложениями. По этой
причине взятие проб отложений должно производиться
возможно быстрее после останова и вскрытия турбины.
Распределение отложений по поверхности отдельных
ступеней турбины также характеризуется большой нерав-
номерностью. Толщина отложений бывает больше на вы-
пуклой части и у выходных кромок лопаток, а также вбли-
зи мест крепления лопаток (у основания и обода), в не-
плотностях стыков бандажей и в отверстиях дисков. Не-
равномерность распределения отложений в поперечном се-
чении турбины обусловливается особенностями гидродина-
мики потока, поскольку параметры пара по сечению почти
не меняются. По-видимому, с гидродинамикой потока свя-
заны иногда незначительные, а в отдельных случаях су-
щественные различия в количественном и качественном со-
ставе отложений на диафрагмах и рабочих лопатках в со-
седних ступенях турбины. Необходимо отметить, что при
‘ 168
соблюдении норм качества пара значительные загрязнения
проточной части турбин встречаются редко; обычно даже
после длительной эксплуатации на лопаточном аппарате
наблюдается лишь легкий налет, только местами образую-
щий незначительные скопления.
6.3. СОСТАВ ОТЛОЖЕНИЙ В ТУРБИНАХ
СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
Турбины сверхкритических параметров (СКП) работа-
ют на паре, вырабатываемом прямоточными котлами,
В настоящее время большинство установок сверхкритичес-
кого давления в нашей стране имеет конденсационные
турбины с начальными параметрами пара 23,6 МПа,
565—585 °C. Опыт эксплуатации энергоблоков св*ерхкри-
тического давления относительно невелик: массовые пус-
ки блоков СКП начались с 1963 г., и, естественно, выявле-
ны далеко не все особенности поведения примесей в кот-
лах и турбинах при разных условиях работы и разном
оформлении вспомогательного оборудования.
По аналогии с установками докритических параметров
на всех первых блоках СКП в качестве конструкционных
материалов в конденсаторах турбин и ПНД были исполь-
зованы медные сплавы. Такое решение представлялось
оправданным потому, что условия по температуре и давле-
нию в конденсатном тракте ТЭС при любых начальных
параметрах пара остаются практически неизменными; ма-
ло меняются и условия поступления в конденсат продуктов
коррозии медных сплавов. Опыт эксплуатации энергобло-
ков сверхкритических параметров, имеющих конденсаторы:
турбин и ПНД из медных сплавов, показал, что проточная
часть турбин на таких ТЭС заносится окислами меди. Эти
окислы (Си2О и СиО) отлагаются в турбинах СКП на
всех ступенях высокого давления. По поверхности лопа-
ток окислы меди распределяются довольно равномерно,
В интервале давлений от 18,6 до 8,8 МПа процент их со*
держания в отложениях при длительной безостановочной
работе турбин достигает 90—95 %; в зоне более низких
давлений (10—5,4 МПа) он снижается до 60—80 %.
Содержание окислов железа в указанном интервале
давлений колеблется от 5 до 20 %; содержание кремнекис-
лоты и окислов цинка и никеля менее 1 %. При работе бло-
ков с частыми остановами и пусками соотношение окислов:
меди и железа в отложениях изменяется в сторону умень-
169
шения содержания меди. В области среднего и низкого
давления отложения содержат преимущественно окислы
железа в смеси с солями натрия, в основном Na^SCh, и
свободной двуокисью кремния.
Как показывают наблюдения за качеством пара СКП в
условиях стационарной работы блока, концентрации окис-
лов железа и меди в паре, поступающем в'турбину, близки
к значениям их растворимостей, т. е. перегретый пар на-
чальных параметров является насыщенным паровым раст-
вором по отношению к этим веществам. При расширении
Рис. 6.2. Изменение параметров пара и растворимости различных со-
единений по ступеням турбины К-300-240
пара в турбине с уменьшением давления и температуры
растворимость примесей в паре уменьшается. Изменение
растворимостей Fe3O4, CuO, NaCl и SiO2 по ступеням тур-
бины К-300-240 показано на рис. 6.2. Для окислов железа
и меди, которые в паре начальных параметров находились
в состоянии насыщенного раствора, состояние пересыще-
ния наступает уже на первых ступенях турбины, и здесь
должно начинаться их выделение в твердую фазу. Так
как растворимость окислов меди снижается быстрее, чем
окислов железа (рис. 6.2), то область выделения окислов
меди должна распространяться на меньшее число ступе-
ней, чем для окислов железа.
Количество отложений в турбинах СКП имеет, естест-
венно, непосредственную связь с качеством питательной
воды котлов, а качество последней по продуктам коррозии
зависит от конструкционных материалов конденсатно-пи-
170
тательного тракта и применяемого водно-химического .ре*
жима. На рис. 6.3 представлены данные Костромской
ГРЭС [6.2] о количестве и распределении отложений по
ступеням турбин К-300-240 после останова их на ремонт.
На энергоблоке с ПНД из нержавеющей стали количество-
отложений меди в части высокого давления турбины су-
щественно меньше, чем на энергоблоке с ПНД из латуни.
Наименьшее количество отложений продуктов коррозии
образовалось в турбине энергоблока, оборудованного ПНД
с трубками из нержавеющей стали и работавшего на окис-
лительном водном режиме с дозированием кислорода.
В условиях, когда добавочная вода и весь турбинный
конденсат подвергаются глубокому химическому обессоли-
ванию, питательная вода прямоточных котлов СКП содер-
жит очень мало растворенных веществ, которые в основном
представлены солями натрия. Так как их фактические
концентрации в питательной воде намного меньше значе-
ний растворимости в перегретом паре СКП, то все соли
натрия проходят котел, включая пароперегреватель, тран-
зитом, не задерживаясь в нем. Значительное количество
солей натрия в отложениях на лопатках ЦСД и ЦНД тур-
бин сверхкритических параметров возможно лишь при гру-
бых нарушениях в работе ионитных фильтров конденсате*
очистки.
В пусковой период работы энергоблока СКП, когда
предпусковой химической промывкой контур ТЭС не был.
полностью отмыт от пыли, песка, цемента и прочих загряз-
нений, попавших в оборудование во время его монтажа, в
питательной воде длительное время наблюдается повыше-
ние концентрации кремнекислоты. Соответственно этому
периоду для состава отложений в турбине характерно по-
вышенное содержание свободной кремнекислоты. Увеличе-
ние процента содержания SiO2 в отложениях турбины СКП
может наблюдаться также при повышении присосов охлаж-
дающей воды в конденсаторе, поскольку при существую-
щей технологии конденсатоочистки эффективно удаляется
лишь истинно растворенная кремнекислота. Другие же
формы кремнекислоты, в частности минеральные комплек-
сы, в состав которых входят железо и алюминий, поступа-
ют в цикл ТЭС тем в больших количествах, чем больше
присосы охлаждающей воды и чем больше содержание в
ней дисперсных форм силикатов.
Опыт эксплуатации турбин СКП показывает, что, так
же как и в турбинах докритических параметров, не все
171
240
Количеств отложении
Рис. 6.3. Распределение отложений по ступеням турбины
К-300-240:
zz — энергоблок с латунными ПНД, 12 500 ч работы на гидразинно-амми’
ачном режиме; б — энергоблок с ПНД из нержавеющей стали, 15 590 ч
работы на гидразинно-аммиачном режиме; в — энергоблок с ПНД из не-
ржавеющей стали, 17 843 ч работы на гидразинно-аммиачном и 14 057 ч
работы на кислородном режимах.
172
количество примесей, которое поступает в турбину с паром,
задерживается на ее поверхностях, образуя отложения.
Процесс выделения твердой фазы из парового раство-
ра происходит не мгновенно, время же прохождения паром
проточной части турбины мало, оно составляет всего лишь
0,02—0,05 с. За такое короткое время из пересыщенного
парового раствора успевает осесть на лопатках турбин
лишь какая-то часть вещества. Когда фактические концен-
трации продуктов коррозии в перегретом паре бывают вы-
ше значений их растворимости, в потоке пара, поступаю-
щем в турбину, уже имеется твердая фаза в виде пыле-
видных частиц. Не исключено, что на поверхности этих
частиц также происходят процессы кристаллизации веществ
из пересыщенного парового раствора. В какой, мере и по
какому механизму оседают твердые пылевидные Частицы
в проточной части турбин, пока не известно.
Зная концентрации примесей в перегретом паре и его
количество, поступающее в турбину за тот или иной про-
межуток времени, можно подсчитать общее количество ве-
ществ, внесенных паром в турбину. Сравнивая эту величи-
ну с количеством отложений, накопившихся в турбине за
тот же промежуток времени, всегда убеждаются в том, что
в турбине задерживается совсем малая часть поступив-
ших примесей. Замечено, что доля окислов меди и железа,
отлагающихся в турбинах СКП, зависит от режима рабо-
ты энергоблока. При частых остановах и пусках эта доля
составляет 1—3 %, при увеличении периодов безостановоч-
ной работы блока она повышается до 10 %. Эксплуатаци-
онными наблюдениями установлено также, что в периоды
быстрого снижения нагрузки, при пусках и остановах тур-
бин происходит частичное удаление отложений из проточ-
ной части с повышением выноса примесей в отборы и в
конденсатор. Это касается как окислов железа и меди, так
и других компонентов отложений (Na2SO4, SiO2 и др.).
В турбинах СКП пар после ЦВД направляется на вто-
ричный перегрев. В промежуточных пароперегревателях,
где осуществляется _ вторичный перегрев, давление среды
составляет 3—3,5 МПа, температура пара на входе около
300 °C, на выходе 540—560 °C. Отложения, образующиеся
на внутренних поверхностях промежуточных пароперегре-
вателей, близки по составу к тем, которые имеются на сту-
пенях ЦСД турбин СКП. В них преимущественно содер-
жатся окислы железа и меди, сульфат натрия и свободная
кремнекислота.
173
Образование отложений в проточной части турбин от-
рицательно сказывается на эксплуатационных ее показа-
телях. При появлении на лопатках отложений увеличива-
ется шероховатость их поверхности. Из-за неравномерного
расположения отложений по поверхности каждой лопатки
и по отдельным ступеням искажается профиль каналов и
происходит перераспределение тепловых перепадов ступе-
ней. Эти факторы снижают внутренний относительный
КПД турбины, а следовательно, и ее экономичность. В свя-
зи с накоплением отложений происходит повышение дав-
ления в ступенях турбины по сравнению с расчетными зна-
чениями. Чтобы не превысить предельно допустимые зна-
чения давлений в ступенях, приходится уменьшать пропуск
пара через турбину и таким образом ограничивать ее мощ-
ность. Так как при сверхкритических параметрах пара про-
ходные сечения в проточной части ЦВД турбины невелики,
заметное повышение давления в ступенях наблюдается уже
при незначительных отложениях. Например, для турбин
мощностью 300 МВт отмечались случаи, когда 300—450 г
отложений в ЦВД вызывали ощутимый рост давления
(в ступенях высокого давления). В ЦСД и ЦНД, где про-
ходные сечения каналов больше, накопление отложений
сказывается не на ограничении мощности, а на экономич-
ности.
Чем больше у турбины максимально допустимое повы-
шение давления в контрольной ступени по сравнению с нор-
мальным, тем больший занос отложениями возможен без
ограничения мощности. Употребляемым в этой связи тер-
мином «солеемкость турбины» характеризуют абсолютное
или отнесенное к. 100 МВт мощности турбины количество
отложений, накапливающихся в проточной части к моменту
достижения предельного давления в контрольной ступени.
Для количественной оценки снижения экономичности турбины при
заносе ее проточной части отложениями прибегают к наблюдению за
изменением внутреннего относительного КПД отдельных групп ступеней
турбины [6.2, 6.3]. Такой контроль является достаточно надежным и
требует проведения относительно несложных измерений параметров па-
ра перед турбиной и после соответствующих ее ступеней. Этим методом
можно выявить даже небольшое загрязнение турбины. Другой метод,
основанный на контроле давления по ступеням, требует фиксирования
не только давления, но и расхода пара по ступеням. При ограниченной
точности эксплуатационных приборов этим методом обнаруживаются
лишь значительные заносы турбин [6.4 .
174
6.4. НОРМИРОВАНИЕ ЧИСТОТЫ ПАРА
Образование отложений в проточной части турбин ис-
ключается полностью при условии, когда концентрации
примесей в паре начальных параметров меньше значений
их растворимости в перегретом паре самых низких пара-
метров, или, иначе говоря, при условии, когда в пределах
турбины все примеси находятся в паре в состоянии нена-
сыщенного парового раствора. Растворимости всех приме-
сей, которые встречаются в отложениях турбин, для пара-
метров пара, соответствующих концу зоны перегрева, ма-
лы. Обеспечить получение пара с концентрациями примесей,
которые были бы меньше таких значений, практически не-
возможно. Вместе с тем опыт эксплуатации многих ТЭС
показывает, что далеко не все турбины заносятся отложе-
ниями. Следовательно, и в условиях некоторого пересыще-
ния паровых растворов проточная часть машин может ос-
таваться чистой. По-видимому, большую роль играет ки-
нетика, т. е. скорость выделения твердой фазы из
пересыщенных парорастворов. Этот вопрос пока остается
неизученным. Не выяснены также условия выделения твер-
дой фазы на поверхностях металла, омываемых паром, и
в объеме парового потока. Не изучены условия осаждения
частиц твердой фазы из парового потока на лопатках и
других элементах проточной части турбин. Не выяснена
роль гидродинамических факторов.
В связи с отмеченными обстоятельствами в настоящее
время не представляется возможным строго научно обосно-
вать максимально допустимые концентрации примесей в
паре, поступающем в турбину, при которых обеспечивалась
бы чистота ее проточной части. Требования к чистоте пара,
записанные в «Правилах технической эксплуатации элек-
трических станций и сетей» (ПТЭ) и называемые нормами
качества пара, сформулированы главным образом на осно-
ве обобщения опыта эксплуатации энергоустановок разных
типов и параметров.
В Советском Союзе начало нормирования чистоты пара на ТЭС
относится к 1940 г. С тех пор нормы качества пара неоднократно пе-
ресматривались. Надо полагать, что в дальнейшем по мере расширения
наших знаний о протекающих в паровом тракте физико-химических
процессах, а также с повышением уровня контроля за этими процессами
в нормы качества пара будут вноситься дополнения и изменения.
Действующие в настоящее время нормы приведены в
табл. 6.2; для барабанных котлов они относятся к насы-
175
Таблица 6.2. Нормы качества пара по ПТЭ (1977 г.)
Тип установки
Максимальная концентра-
ция, мкг/кг
Na
SiO2
Прямоточные котлы всех параметров:
на КЭС
на ТЭЦ
Барабанные котлы давлением свыше
10 МПа:
на КЭС и отопительных ТЭЦ
на ТЭЦ с производственным отбором
пара
Барабанные котлы давлением 4—10 МПа:
на КЭС и отопительных ТЭЦ
на ТЭЦ с производственным отбором
пара
Барабанные котлы давлением менее 4 МПа:
на КЭС и отопительных ТЭЦ
на ТЭЦ с производственным отбором
пара
Примечание. Если на ТЭС с прямоточными котлами на докритические
параметры не была предусмотрена непрерывная очистка всего турбинного кон-
денсата, содержание натрия в паре допускается не более 10 мкг/кг.
щенному пару, а для прямоточных — к перегретому. Сле-
дует иметь в виду, что нормы относятся к среднему по всем
точкам отбора качеству насыщенного пара и к качеству пе-
регретого пара после всех устройств для регулирования
температуры перегрева.
Из табл. 6.2 видно, что в нормы входят показатели, ха-
рактеризующие основные компоненты примесей, содержа-
щихся в паре разных параметров. Так, при среднем давле-
нии входит один показатель — концентрация натрия, ха-
рактеризующая суммарное содержание его соединений, ко-
торые являются основным компонентом примесей пара
среднего давления. При повышенном и высоком давлениях
к солям натрия прибавляется кремнекислота; ее доля в со-
ставе примесей пара с ростом давления увеличивается.
При сверхвысоких и сверхкритических давлениях в соста-
ве примесей пара увеличивается доля окислов железа и
меди. Чистота пара по этим показателям обеспечивается
нормированием содержания железа и меди в питательной
воде (см. § 8.3).
Чтобы избежать загрязнения перегретого пара в про-
цессе регулирования температуры перегрева, установлены
176
следующие нормы на качество воды, применяемой для
впрыскивания: общая жесткость не более 1 мкг-экв/кг для
барабанных котлов, не более 0,2 мкг-экв/кг для прямоточ-
ных котлов; содержание соединений натрия и кремние-
вой кислоты должно быть таким, чтобы качество перегре-
того пара отвечало нормам; содержание соединений же-
леза и меди не должно превышать норм для питательной
воды.
При контроле качества пара концентрации примесей
в нем должны выражаться в пересчете на показате-
ли, указанные в нормах, а именно: соединения натрия
в пересчете на натрий, кремнесодержание в пересчете на
SiO2.
Из табл. 6.2 также видно, что абсолютные концентра-
ции нормируемых показателей различны для р’азн^х дав-
лений и типов установок. Наименьшие концентрации, т. е.
самые жесткие нормы, приняты для КЭС с прямоточными
котлами, которые обычно оборудуются агрегатами сверх-
критических параметров большой единичной мощности.
Связанное с загрязнением проточной части таких турбин
снижение экономичности и мощности сказывается на энер-
гетическом балансе сильнее, чем аналогичные явления в
турбинах меньшей мощности. Уменьшение допустимых кон-
центраций в паре барабанных котлов, работающих на КЭС,
по сравнению с котлами тех же параметров, работающими
на ТЭЦ с производственными отборами пара, обусловли-
вается особенностями работы турбин на КЭС и ТЭЦ. Тур-
бины на таких ТЭЦ имеют большие отборы пара и, как
правило, работают с переменной нагрузкой. При больших
отборах в хвостовую часть турбины поступает меньшее ко-
личество пара и, следовательно, меньшее количество
примесей. Работа турбины на нестационарных режимах спо-
собствует частичному удалению образовавшихся отложе-
ний. Наблюдения показывают, что турбины на ТЭЦ зано-
сятся отложениями в меньшей степени, чем турбины тех же
начальных параметров, работающие на КЭС. Для предот-
вращения отложений в турбинах КЭС требуется уменьшить
допустимые концентрации примесей в паре, что и отража-
ют действующие нормы.
Увеличение роли продуктов коррозии в образовании от-
ложений в проточной части турбин при повышении пара-
метров пара обусловливает необходимость усиления меро-
приятий по уменьшению коррозии на всех участках паро-
водяного тракта ТЭС.
12—905
177
Постоянное соблюдение чистоты пара в пределах, уста-
новленных нормами, является важнейшим условием пре-
дотвращения заноса отложениями проточной части турбин,
а также первичных и промежуточных пароперегревателей.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ОБРАЗОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ
НА ПАРОГЕНЕРИРУЮЩИХ ПОВЕРХНОСТЯХ
НАГРЕВА
7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
На температуру стенок парообразующих труб сущест-
венное влияние оказывает степень чистоты их внутренней
поверхности. Когда поверхность металла чиста, темпера-
тура стенки трубы практически мало отличается1 от темпе-
ратуры рабочей среды и при докритических давлениях
близка к температуре насыщения. Когда поверхность ме-
талла загрязняется какими-либо отложениями, температу-
ра стенки повышается. Из приближенного уравнения (7.1)
видно, что увеличение температуры стенки будет тем зна-
чительнее, чем больше тепловой поток, толще отложения и
меньше их теплопроводность:
^t=7^cp + (7^z£L-, (7-1)
Лотл
где ten — температура стенки трубы; — температура ра-
бочей среды; q — тепловой поток; б0Тл — толщина отложе-
ний; Хотя — коэффициент теплопроводности отложений.
Для современных энергетических котлов характерны вы-
сокие тепловые нагрузки и в связи с применением высокого
давления высокие температуры рабочей среды (при И МПа
Д~316°С, при 15,2 МПа /Н^342°С). Максимальные теп-
ловые нагрузки имеют поверхности нагрева, расположен-
ные в топке в области ядра факела. Здесь тепловые потоки
при сжигании твердых топлив могут достигать 300—
350 кВт/м2, а при сжигании жидких топлив — 500—
600 кВт/м2. При небольших коэффициентах теплопроводно-
1 Резкие отличия возникают при изменении режима кипения. Пе-
реход на так называемое пленочное кипение повышает температуру
стенки на 100—150 °C по сравнению с температурой рабочей среды, а
иногда и более. — Прим. ред.
178
сти отложений [0,1—2,5 Вт/(м«°С)] достаточно накопле-
ния слоя загрязнений всего в несколько сотых долей мил-
лиметра, чтобы температура стенки превысила допустимые
пределы (для углеродистых сталей 500°C). Повышение
температуры металла сверх допустимого значения приво-
дит к снижению его прочности и усилению процессов кор-
розии. По истечении некоторого времени участки перегре-
того металла под действием давления рабочей среды начи-
нают деформироваться, стенка трубы на таких участках
утоняется и в конце концов разрывается.
Угроза возможности появления малотеплопроводных
отложений на поверхностях нагрева котлов, соприкасаю-
щихся с рабочей средой, реально существует на всех экс-
плуатирующихся ТЭС. Предотвращение образования таких
отложений и, следовательно, повышение надежной работы
котлов относятся к важнейшим задачам организации вод-
но-химических режимов.
Отложения, образующиеся на парогенерирующих по-
верхностях нагрева, называют накипями. По своему хими-
ческому и фазовому составу, а также структуре накипи
достаточно разнообразны, однако многие из них малотепло-
проводны и более или менее прочно скреплены с поверх-
ностью металла. Классифицировать накипи принято по
доминирующему компоненту. В энергетических котлах выде-
ляют следующие типы накипей: 1) кальциевые и магние-
вые; 2) железоокисные; 3) железофосфатные; 4) ферро-
и алюмосиликатные; 5) медные. Условия образования
разных типов накипей различны. Рассмотрим их под-
робнее.
7.2. ОБРАЗОВАНИЕ НАКИПЕЙ, СОСТОЯЩИХ
ИЗ СОЕДИНЕНИИ КАЛЬЦИЯ И МАГНИЯ
При нарушениях в работе основной водоподготовитель-
ной установки, увеличении присосов охлаждающей воды в
конденсаторах турбин и других теплообменных аппаратах,
нарушениях в работе конденсатоочисток возможно увеличе-
ние поступления в питательную воду котлов примесей при-
родной воды, в частности ионов Са2+, Mg2+, Na+ Cl~, SQi~*
НСОу и свободной кремнекислоты. В процессе парообра-
зования концентрации ионов Са2+, Mg2+, Na+, С1_ и SO^
в воде увеличиваются. В результате реакций гидролиза (7.2)
и диссоциации (7.3) ионов НСОГ в упариваемой воде
12*
179
появляются ионы СОз и ОН":
НСОГ + Н2о Н2СО3 + ОН-; (7.2)
НСОГ^Н+ + СОз“. (7.3)
Образующаяся по реакции (7.4) свободная углекислота
СО2 уходит в паровую фазу:
Н2СО3^Н2О + СО2. (7.4)
Суммируя (7.2) — (7.4), получаем
2НСО- - COl" + СО2 + Н2О. (7.4')
Обусловленное гидролизом бикарбонатов повышение
pH воды приводит к сдвигу вправо реакций диссоциации
кремнекислоты:
H2SiO3 г Н+ + HSiOr; (7.5)
НЗЮГ Н+ + БЮД
и увеличению в растворе концентрации ионов HSiO3 и
SiO|“
Если при упаривании воды концентрации ионов возрас-
тут настолько, что для отдельных их комбинаций произве-
дения активностей ионов в растворе достигнут значения
произведений растворимостей, то начнется . образование
твердой фазы этих соединений. К числу труднорастворимых
соединений кальция и магния, которые могут образоваться
из ионов, поступающих с питательной водой, относятся
CaSO4, CaSiO3, СаСО3, Mg(OH)2 и MgSiO3. Твердая фаза
первых четырех соединений выделяется преимущественно
на поверхностях нагрева, образуя накипь. Твердая фаза си-
ликата магния выделяется, как правило, в объеме воды,
образуя частицы котельного шлама.
Твердая фаза сульфата кальция начнет образовываться
при условии, когда
СаО2+ 30Д CaS°‘
ИЛИ
Сса2+ Csor > nPCasOi .
Твердая фаза гидроокиси магния начнет образовывать-
ся при условии, когда
^Mg2+ f и Cqh
Mg(OH)3
180
Аналогичные уравнения выражают условия образования
твердой фазы карбоната кальция и силикатов кальция и
магния. Коэффициенты активности одновалентных fi и
двухвалентных fn ионов зависят от ионной силы раствора
и при постоянной температуре изменяются с изменением
общего солесодержании котловой воды; с увеличением до
известного предела общего солесодержании и fi умень-
шаются.
Произведения растворимости труднорастворимых силь-
ных электролитов являются константами лишь при посто-
янной температуре. В настоящее время не для всего диа-
пазона температур, встречающихся в энергетических котлах,
известны произведения растворимости труднораство-
римых соединений кальция и магния. Это затрудняет рас-
четное определение безопасных концентраций ионов-наки-
пеобразователей в котловых водах котлов разных дав-
лений.
Как показали исследования последних лет, электролитические свой-
ства солей в воде высоких параметров заметно изменяются. Вода вы-
сокой температуры (более 300 °C) из-за снижения диэлектрической
проницаемости становится не столь сильно ионизирующим растворите-
лем, в связи с чем степень диссоциации солей в воде высокой темпера-
туры уменьшается. На рис. 7.1 показаны расчетные кривые концентра-
ций кальция, при которых начинается выпадение твердой фазы CaSO4
из раствора с разной концентрацией сульфатов и при одинаковом соот-
ношении в них хлоридов и сульфатов (1:1) при температуре 342 °C
(давление 15 МПа). Сплошная кривая рассчитана [7.1] с учетом изме-
нения электролитических свойств солей в воде высоких параметров.
Пунктирная кривая получена для условий полной диссоциации солей.
Относительное расположение кривых на рис. 7.1 показывает, что вы-
числения допустимых концентраций кальция без учета частичной ассо-
циации ионов дают заметно заниженные
результаты. В области небольших солесо-
держаний концентрация сульфатов в силь-
ной степени сказывается на допустимой
концентрации кальция в котловой воде.
С повышением концентрации сульфатов до*
пустимые концентрации кальция в этой об-
Рис. 7.1. Допустимые концентрации каль-
ция в зависимости от аналитически опреде-
ляемой концентрации сульфатов в воде:
------------ —условия частичной ассоциации ионов;
------ условия полной диссоциации солей
181
ласти снижаются быстро. По мере увеличения общего солесодержания
повышение концентрации сульфатов сказывается на допустимом со-
держании кальция в меньшей степени. Подобные расчетные определе-
ния допустимых концентраций в растворе ионов-накипеобразователей
помогают обоснованию требований к качеству котловой и питательной,
воды барабанных котлов разных давлений для предотвращения в них
кальциевого и магниевого накипеобразования.
В настоящее время в связи с осуществлением ряда мер
(см. гл. 8) типичные кальциевые и магниевые накипи в ба-
рабанных котлах стали редкостью. Их появление всегда
связано с серьезными нарушениями водного режима на
ТЭС, в частности с несоблюдением норм качества пита-
тельной воды по жесткости, нарушением режимов коррек-
ционной обработки котловой воды, режимов продувки j
котлов.
Образование накипей с высоким содержанием соедине-
ний кальция и магния характерно для прямоточных котлов
докритических параметров при отсутствии 100%-ной кон-
денсатоочистки. В отличие от барабанных котлов, в которых
паросодержание рабочей среды составляет около 20%, в
тракте прямоточных котлов паросодержание рабочей сре-
ды изменяется от 0 до 100 %. Процесс упаривания воды со-
провождается увеличением в жидкой фазе концентраций
тех примесей, которые плохо растворимы в насыщенном
паре. Чем меньше коэффициент распределения того или
иного вещества, тем больше его концентрация в каплях
жидкости перед их полным испарением. В связи с незначи”
тельным изменением давления по тракту котла коэффицш
енты распределения в зоне парообразования практически
не изменяются. При постоянстве возрастание концент-
рации малолетучей примеси в жидкой фазе ведет одновре-
менно к увеличению ее концентрации в насыщенном паре,
который контактирует с жидкой фазой.
Когда в питательной воде прямоточного котла концент-
рация какого-либо соединения велика и жидкая фаза в от*
ношении этого соединения становится насыщенным раство-
ром, дальнейшее упаривание жидкости ведет к пересыще-
нию раствора и выделению твердой фазы. Чем меньше рас-
творимость вещества в воде и больше его концентрация на
входе в котел, тем при меньших паросодержаниях рабочей
среды начинается его осаждение на поверхностях нагрева.
Пересыщенным раствором может стать и пар после того,
как он начнет перегреваться. Это произойдет в том случае,
182
когда концентрация какого-либо соединения в насыщенном
паре будет больше, чем его растворимость при температу-
рах начала перегрева (см. рис. 6.1, пример Сф — кривая//).
Если в питательной воде прямоточного котла концент-
рация какого-либо соединения будет меньше, чем его ми-
нимальная растворимость в перегретом паре, то по отноше-
нию к этому соединению рабочая среда в пределах всего
котла будет ненасыщенным раствором. Такое соединение
пройдет котел транзитом и будет унесено паром в турбину.
Соединения кальция и магния, поступающие в прямо-
точный котел, подобно другим примесям должны либо от-
лагаться на поверхностях нагрева, либо уноситься паром
в турбину. Опыт эксплуатации прямоточных котлов докри-
тических параметров показывает, что в перегретом паре
соединения магния обычно не обнаруживаются, а* соедине-
ния кальция содержатся в незначительных концентрациях.
Основная масса отложений, содержащих соединения каль-
ция и магния, оседает на парообразующих поверхностях в
конце зоны испарения. В этих отложениях всегда присут-
ствуют сульфат и гидроокись кальция, гидрат или окись
магния, иногда силикаты кальция и магния. Несмотря на
постоянное присутствие в питательной воде иона НСО Г
карбонаты кальция и магния в отложениях почти не встре-
чаются, что указывает на завершение гидролиза ионов
НСО^ и СО ф' в котлах высокого давления. Преимущест-
венное расположение кальциевых и магниевых накипей в
конце зоны испарения и начале зоны перегрева согласует-
ся с малой растворимостью в перегретом паре CaSO4,
Са(ОН)2 и Mg(OH)2.
При указанном характере распределения отложений по
тракту котла для облегчения условий работы металла [см.
уравнение (7.1)] целесообразно переходную зону, т. е. ко-
нец зоны испарения и начало зоны перегрева, размещать не
в топочной камере, а в конвективных газоходах за паропе-
регревателем, где тепловые нагрузки существенно меньше.
Большинство прямоточных котлов докритических давлений
выполнялось с вынесенной переходной зоной.
В прямоточных котлах сверхкритического давления рас-
положение зоны отложений, содержащих соединения каль-
ция и магния, зависит от качества питательной воды. Чем
выше ее жесткость, тем при более низкой температуре на-
чинается образование этого вида отложений; при уменьше-
нии жесткости питательной воды начало выделения соеди-
183
нений кальция и магния смещается в область более высо-
ких температур. В составе отложений находили CaSO4f
Са(ОН)2, Mg(OH)2, CaSiO3.
На рис. 7.2 представлено изменение растворимости ря-
да соединений в зависимости от температуры рабочей сре-
ды при давлении 25 МПа. Как видно из рис. 7.2, для CaSCU
и Mg (ОН) 2 характерно быстрое снижение растворимости с
360 380 385 390 500 550 500 550 ± ° С
ростом температуры. Эти данные хорошо согласуются с
эксплуатационными наблюдениями о смещении зоны осаж-
дения соединений кальция и магния в область более низ-
ких температур при увеличении жесткости питательной во-
ды. На рис. 7.2 по оси абсцисс указана не только темпера-
тура, но и энтальпия среды, чтобы нагляднее представить
изменение растворимости примесей в направлении движе-
ния рабочей среды по равномерно обогреваемой трубе.
В то время как энтальпия изменяется пропорционально
длине трубы, температура в области околокритических зна-
чений растет очень медленно из-за высоких значений теп-
лоемкости, которые характерны для этой области.
Отложения, содержащие соединения кальция и магния,
в котлах сверхкритического давления появляются в пуско-
184
вые периоды работы новых блоков, когда предпусковыми
химическими промывками из оборудования не полностью
были удалены примеси, содержащие эти металлы. В усло-
виях длительной эксплуатации при глубоком обессолива-
нии всего потока конденсата и добавочной воды и нормаль-
ной работе фильтров конденсатоочистки внутренние по-
верхности прямоточных котлов СКП отложениями,
содержащими соединения кальция и магния, как правило,
не загрязняются.
/7.3. ОБРАЗОВАНИЕ ЖЕЛЕЗООКИСНЫХ
И ЖЕЛЕЗОФОСФАТНЫХ накипей
Появление окислов железа на внутренних поверхностях
котлов обусловлено, с одной стороны, процессами коррозии
котельного металла (см. гл. 2), протекающими непрерывно,
но в зависимости от изменяющихся условий с различной
скоростью, а с другой стороны, процессами накипеобразо-
вания — осаждением на обогреваемых поверхностях тех
окислов железа, которые находились в объеме котловой
воды в истинно растворенном, коллоидно-растворенном или
грубодисперсном состояниях.
Железоокисные накипи встречаются в котлах всех ти-
пов и давлений, однако в большей степени от них страдают
котлы высоких, сверхвысоких и сверхкритических парамет-
ров, в которых из-за больших тепловых нагрузок скорость
железоокисного накипеобразования особенно велика.
К типичным железоокисным накипям относят отложе-
ния, содержащие 70—90 % окислов железа. Это обычно
смесь двух кристаллических фаз — магнетита Fe3O4 и гема-
тита сс-Ее20з с сопутствующими примесями, состав которых
у прямоточных и барабанных котлов разных давлений раз-
личен. 'Поток питательной воды постоянно вносит в котел
продукты коррозии, образующиеся в трактах как питатель-
ной воды, так и ее составляющих. Основными компонента-
ми продуктов коррозии, которые поступают с питательной
водой, являются окислы железа и соединения меди. В бара-
банных котлах в железоокисных накипях содержатся до
5 % металлической меди, до 10 % фосфатов и силикатов
кальция, следы магния. В прямоточных котлах высокого
давления при отсутствии или частичном обессоливании тур-
бинного конденсата в железоокисных отложениях есть ме-
таллическая медь, сульфат кальция, гидроокиси и силикаты
185
кальция и магния. В прямоточных котлах сверхкритическо-
го давления при 100 %-ной конденсатоочистке железоокис-
ные накипи содержат в основном магнетит (до 96—98 %)
и в небольшом количестве металлическую медь, соединения
кальция и магния, а также окислы марганца, хрома, нике-
ля и ванадия. По внешнему виду железоокисные накипи
бывают разными. Наряду с участками плотных отложений
с гладкой поверхностью встречаются сильно шероховатые,
бугристые или пористые, а также участки довольно рыхлых
отложений темно-серого, серо-коричневого, темно-бурого,
темно-коричневого или черного цвета. Различная структура
железоокисных накипей определяется особенностями -их об-
разования.
Механизм осаждения на поверхности металла окислов
железа, находящихся в воде в виде коллоидных и грубо-
дисперсных частиц, отличен от процесса кристаллизации
истинно растворенных веществ в связи с уменьшением их ра-
створимости с ростом температуры. Высказано предполо-
жение [7.2, 7.3], что выделение коллоидных и микроскопи-
ческих частиц дисперсных примесей на поверхности обогре-
ваемых труб и их закрепление на ней связано с наличием
разноименных электрических зарядов, а также магнитным
полем парогенерирующих труб. Поскольку в питательной
воде котлов различных типов и параметров соотношения
между истинно растворенной, коллоидной и грубодисперс-
ной формами окислов железа неодинаковы, условия для
протекания железоокисного накипеобразования по тому
или иному механизму создаются различными. Они не со-
храняются постоянными и на одной и той же установке в
связи с нестационарностью режимов работы оборудования,,
которые сопровождаются изменениями температуры и да-
вления рабочей среды, а также изменениями качества воды..
Исследования, проводившиеся во ВТИ, показали, что железоокис-
ное накипеобразование протекает при любых тепловых нагрузках, одна-
ко скорость этого процесса с увеличением тепловой нагрузки резко воз-
растает. Для определения скорости железоокисного накипеобразования
Н. Н. Манькиной (ВТИ) предложена следующая расчетная формула:
ЛРе = 5,7.10-1^^ (7.6)
где A Fe — скорость образования железоокисных отложений, мг/(см2Х
Хч); С Fe—суммарная концентрация железа в воде, мг/кг; q — тепло-
вая нагрузка, кВт/м2.
186
В условиях, когда содержание окислов железа в рабо-
чей среде превышает их растворимость, скорость железо-
окисного накипеобразования зависит также от общего со-
держания железа. Температура кипения, а следовательно, и
давление на скорость процесса в указанных условиях прак-
тически не влияют.
Повреждения экранных труб барабанных котлов в свя-
зи. с железоокисным накипеобразованием происходят, как
правило, на »участках, имеющих наибольшие местные теп-
ловые нагрузки (область горелок, ниже и выше зажигатель-
ного пояса) . В котлах со ступенчатым испарением обычно
повреждаются экранные трубы второй и третьей ступеней
испарения, где концентрации окислов железа бывают по-
вышенными.
Если принять в котловой воде солевого отсека концентрацию окис-
лов железа равной 0,5 мг/л, то при тепловой нагрузке, равной
350 кВт/м2, скорость железоокисного накипеобразования составит
2,7 мг/см2 в месяц, или около 32,4 мг/см2 в год. Из практики известны
случаи разрыва экранных труб при накоплении окислов железа в ко-
личестве 40—50 мг/см2. Таким образом, для рассматриваемого примера
реальная угроза пережога экранных труб солевого отсека возникает
через 12—15 мес работы котла.
В прямоточных котлах сверхкритического давления при
больших тепловых напряжениях в топочной камере часто
наблюдаются разрывы труб из-за образования железоокис-
ных отложений. Аварийные остановы котлов СКП по этой
причине бывают тем чаще, чем выше концентрации про-
дуктов коррозии в питательной воде и в особенности чем
больше неравномерность тепловых потоков в радиацион-
ных поверхностях нагрева. При сжигании мазута тепловые
потоки в топках достигают 640 кВт/м2, при сжигании газа
они снижаются до 350—300 кВт/м2.
На рис. 7.3 приведены данные ЦКТИ [7.4], показывающие харак-
тер распределения железоокисных отложений по тракту котла ПК-41
после 13—14 тыс. ч работы, из них 5—6 тыс. ч на мазуте. Максимум
отложений приходится на нижнюю радиационную часть (НРЧ), где при
больших тепловых потоках энтальпии среды составляют 1700—
2200 кДж/кг, а температура 360—385 СС. В средней радиационной части
(СРЧ), где тепловые потоки существенно ниже, количество отложений
значительно меньше. Накопление 15—25 мг/см2 отложений приводило
к разрывам труб выходных экранов НРЧ. Согласно металлографическим
анализам температура наружных стенок труб в местах их разрывов по-
вышалась до 620—650 °C.
187
Рис. 7.3. Распределение отложени
окислов железа по поверхностям н
грева котла ПК-41:
1— экономайзер; 2— фронтовой экр
НРЧ; 3 — первый ход бокового экра
НРЧ; 4 — первый ход заднего экрана HP
5 — второй ход заднего экрана НРЧ; 6
фронтовой экран СРЧ; 7 — ВРЧ
Железофосфатные накипи встречаются в барабанных
котлах при нарушении режимов фосфатирования котловой
воды (см. §8.1). Их обнаруживают преимущественно в кон-
турах второй и третьей ступеней испарения.
Главным компонентом железофосфатных накипей явля-
ется, по-видимому, соединение NaFePO4. В качестве приме-
сей в таких накипях содержатся окислы железа, металли-
ческая медь, силикаты и фосфаты кальция и магния. Цвет
накипей светло-серый или почти белый; с увеличением со-
держания окислов железа окраска становится серо-корич-
невой и более темной.
Процесс образования железофосфатных накипей, если
создались подходящие для этого условия, протекает с до-
статочно большой скоростью. Несмотря на то что по длине
труб железофоефатные отложения распределяются доволь-
но равномерно, были случаи, когда пережог труб в соле-
вых отсеках наступал через 6 ч после возникновения соот-
ветствующих нарушений. Можно полагать, что образование
NaFePCU протекает по обратимой реакции
Fe(OH)2 + Na3PO4-^NaFePO4 + 2NaOH. (77.)
На рис. 7.4 приведена кривая, соответствующая равно-
весным условиям реакции (7.7) при разных концентрациях
NaOH. На этом же рисунке нанесены экспериментальные
данные, полученные в исследованиях ВТИ [7.2]. Они хоро-
шо согласуются с величинами, полученными расчетным
путем. Область, расположенная между кривой и осью аб-
сцисс, отвечает соотношениям концентраций РО 4— и NaOH,
когда NaFePO4 не образуется. Выше кривой располагается
область образования NaFePO4, опасная в отношении вы-
деления железофосфатной накипи.
На рис, 7.5 показан в увеличенном масштабе участок
той же кривой, что на рис. 7.4, вблизи начала координат.
PO2f3, мг/кг
(выделение NaFePO^
рО^мк/кг Область накипеовразования
8Оо"‘ " " '
600
400
200
Область дезнакилных
режимов [выделение Fe(OH%
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Ь!сЮН,мг-эк6/кг
Рис. 7.4. Области существования NaFePO4 и
Fe(OH)2 в зависимости от концентрации
NaOH и РОУ
Рис. 7.5. Кривая, отвечающая условиям равно-
весия реакции (7.7)
—10 1 2 3
НаОН,мг-экб/кг
На рис. 7.5 видно, что кривая пересекает ось ординат при
концентрации РО^, равной 82 мг/л. Отсюда следует, что
при режиме чистофосфатной щелочности (см. § 8.1) безо-
пасным в отношении железофосфатного накипеобразования
является интервал концентраций РО4 ОТ 0 до 80 мг/л.
7.4. ОБРАЗОВАНИЕ МЕДНЫХ НАКИПЕЙ
К медным накипям относят отложения с высоким содер-
жанием металлической меди. Хотя теплопроводность меди
превышает теплопроводность сталей, тем не менее отло-
жения, в которых имеется в среднем 15 20 % металличес-
кой меди, близки по своей теплопроводности к другим типам
накипей, и их накопление на поверхностях нагрева при-
водит к аналогичным последствиям. Малая теплопровод-
ность медных накипей связана с особенностями структуры
этих отложений.
Металлическая медь в медной накипи образует как бы
каркас губчатого строения. Свободные пространства этого
каркаса с течением времени заполняются окислами желе-
за, соединениями кальция и магния. Последние либо крис-
таллизуются из водного раствора, либо вносятся в поры в
виде твердых частиц (шлама) и там осаждаются. К свое-
образию структуры медных накипей относится также изме-
нение процентного содержания металлической меди в слое
отложений. Плотный слой, непосредственно прилегающий к
стенке трубы, содержит обычно 10—20% Си, средний
189
слой--40—50 % Си, а поверхностный, наиболее рыхлый и
тонкий — до 80 % и более металлической меди. Процентное
содержание остальных компонентов в направлении от стен-
ки трубы к поверхности накипи соответственно уменьша-
ется.
Исследования, проводившиеся во ВТИ, показали, что
процесс образования медных накипей связан с тепловой
нагрузкой. Если при прочих неизменных условиях некото-
рая предельная тепловая нагрузка не достигается, медное
накипеобразование практически не возникает. С увеличе-
нием тепловой нагрузки сверх этого предела скорость вы-
деления меди увеличивается. Температура воды на ско-
рость медного накипеобразования практически не влияет.
Образование медных накипей наблюдалось в барабанных
котлах как низких, так и высоких параметров. Влияние
общей концентрации меди на скорость накипеобразования
незначительно. Наблюдения за работой котлов со ступен-
чатым испарением показали, что при разнице в общей кон-
центрации меди в воде солевого и ‘чистого отсеков пример-
но в 50 раз разница в скорости образования отложений
меди в трубах солевого и чистого отсеков была примерно
двукратной.
Для определения скорости медного накипеобразования предлага-
ется [7.2] использовать следующую эмпирическую зависимость:
ACa = ^(CCnyinq(q-qo)f (7.8)
где А Си — скорость выделения меди, мг/(см2-ч); СС1] —общая кон-
центрация меди в воде, мг/кг; q — тепловая нагрузка, кВт/м2; —
тепловая нагрузка, ниже которой отложения меди в данных условиях
не наблюдаются, кВт/м2; К—коэффициент пропорциональности; п —
величина, характеризующая зависимость концентрации ионов меди от
общей концентрации меди в котловой воде; п может принимать различ-
ные значения — как положительные, так и отрицательные.
Механизм образования медных накипей во многом ос-
тается еще невыясненным. Так, недостаточно изучен состав
имеющихся в питательной воде продуктов коррозии медных
сплавов, из которых обычно выполняются трубки конденса-
торов турбин и подогревателей низкого давления. В усло-
виях аминирования (см. § 2.3), которое достаточно широ-
ко применяется на современных ТЭС, в питательной воде
наряду с гидратированными окислами и ионами меди воз-
можно присутствие различных медно-аммиачных комплек-
сов. Данных о составе аммиачных комплексов, образую-
190
щихся в конденсатном тракте, и их поведении при нагре-
вании и упаривании воды также не имеется. При высоких
температурах вероятны преобразования медно-аммиачных
комплексов и их разрушение с образованием ионов меди.
Термодинамически возможно выделение металлической
меди на поверхности железа по реакции
Cu2+ + Fe г Fe2+ + Си. (7.9)
Для протекания окислительно-восстановительного про-
цесса, описываемого этим уравнением, необходим контакт
ионов меди с металлическим железом. В действительно-
сти поверхность стальных труб, омываемых водой, всегда
покрыта более или менее прочной пленкой окислов, кото-
рая препятствует осуществлению такого контакта. Механи-
ческие и тепловые напряжения в металле, процессы* элек-
трохимической коррозии способствуют частичному разру-
шению защитных окисных пленок и обеспечивают на от-
дельных участках контакт котловой воды с железом. По
данным ВТИ решающая роль во всей совокупности проте-
кающих процессов, приводящих к выделению на поверх-
ностях нагрева металлической меди, принадлежит мощным
тепловым потокам.
7.5. УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ФЕРРОАЛЮМОСИЛИКАТНЫХ
НАКИПЕЙ И ОТЛОЖЕНИЙ ЛЕГКОРАСТВОРИМЫХ СОЛЕЙ
По условиям получения чистого пара котлы среднего давления не
требуют ограничения кремнесодержания добавочной воды. Однако, ког-
да в котловой воде таких котлов присутствуют силикаты, нередки слу-
чаи образования ферро- и алюмосиликатных накипей. Обобщение экс-
плуатационных данных показывает, что такие накипи встречаются не
во всех котлах среднего давления, а лишь в тех, которые работают с
очень большими тепловыми напряжениями (топливо мазут) или имеют
какие-либо нарушения циркуляции. В накипях этого типа обнаружены
многие минералы, которые есть в земной коре, например натролит
Na2(A12Si3O10)-2Н2О, анальцим Na(AlSi2O6)-Н2О, нефелин Na(AlSiO4),
акмит NaFe(Si2O6). Механизм образования ферро- и алюмосиликатных
накипей в котлах остается до сих пор неизученным. Не исключено, что
первоначально выделившиеся в твердую фазу соединения под действием
высоких температур позже претерпевают изменения, т. е. более простые
вещества в твердом состоянии взаимодействуют друг с другом. Пола-
гая, что скорость накипеобразования должна снижаться с уменьшением
концентраций компонентов, входящих в состав твердой фазы, стремят-
ся с целью предупреждения этого вида накипей ограничивать поступ-
191
ление с питательной водой железа, алюминия и кремния. Повышение
концентраций этих примесей в питательной воде возможно, например,
при нарушениях режима коагуляции добавочной воды, плохом ее ос-
ветлении, а также при повышении присосов охлаждающей воды, содер-
жащей частицы тонкодисперсной глинистой взвеси. Все меры по обес-
печению хорошего эффекта коагуляции и осветления добавочной воды,
снижению присосов охлаждающей воды, устранению различных нару-
шений циркуляции в котлах способствуют1 борьбе с ферро- и алюмоси-
ликатными накипями. Если этими путями образование таких накипей
не устраняется, то при подготовке добавочной воды требуется предус-
матривать стадию обескремнивания. В котлах среднего и высокого дав-
ления, питающихся обескремненной водой, ферро- и алюмосиликатные
накипи, как правило, не образуются.
Возникновение нарушений гидродинамического режима в барабан-
ных котлах высокого давления находится в связи со специфическим яв-
лением, получившим название «прятания солей». В технической литера-
туре для обозначения этого явления иногда употребляется термин
«хайд-аут» (hide-out), утвердившийся в зарубежной практике.
«Прятание солей» выражается в следующем. При изменениях теплово-
го режима агрегата, например при повышении производительности или
давления, несмотря на постоянство условий ведения водного режима,
т. е. при неизменном качестве питательной воды и той же продувке,
концентрации солей натрия (Na2SO4, Na3PO4) в котловлой воде начи-
нают уменьшаться, а при снижении производительности и давления
вновь начинают возрастать. Абсолютные изменения концентраций при
этом значительны.
Процессы исчезновения’ из раствора солей натрия и их повторного
появления есть результат периодического осаждения, а затем растворе-
ния выделившейся ранее твердой фазы этих солей на поверхностях на-
грева с нарушенным режимом кипения. Причинами нарушения режима
кипения могут быть чрезмерно большие тепловые потоки и малые ско-
рости циркуляции рабочей среды. На участках парообразующих труб,
где отсутствует нормальное, пузырьковое кипение, пристенный слой ра-
бочей среды достигает высоких паросодержаний, концентрации легко-
растворимых солей в этом слое повышаются до состояния насыщения’
и соли кристаллизуются на стенках труб. При восстановлении нормаль-
ного режима кипения образовавшаяся твердая фаза солей натрия всту-
пает в контакт с котловлой водой, в которой концентрации солей натрия
далеки от состояния насыщения, и частично или полностью в ней рас-
творяется. Периодическое выпадение легкорастворимых солей на од-
1 Все эти меры, как показала практика, далеко не всегда эффек-
тивны; более целесообразными являются мероприятия по изменению
режима топки в направлении устранения местных высоких тепловых на-
грузок поверхности нагрева. — Прим. ред.
192
них и тех же поверхностях нагрева, сопровождающееся повышением
температуры металла и усилением коррозии под отложениями, снижа-
ет надежность работы котла.
Эксплуатационные наблюдения показывают, что явление «прятания
солей» встречаются чаще в котлах, где топки работают с большими
тепловыми напряжениями (топливо — мазут, уголь АШ). Для уменьше-
ния нежелательных последствий «прятания солей» необходимо прежде
всего улучшать распределение тепловых нагрузок по всей поверхности
нагрева с тем, чтобы и в наиболее теплонапряженных участках мест-
ные тепловые потоки не достигали критических значений. Поскольку
в котлах высокого давления при фосфатировании котловой воды в ее
солевом составе преобладают фосфаты натрия, целесообразно в целях
уменьшения количества отложений применять режим пониженного из-
бытка фосфатов и создавать условия для перехода на бесфосфатный
режим (см. § 8.1). При недостаточно высоком качестве питательной
воды и невозможности отказа от фосфатирования рекомендуется не
производить подачи раствора фосфатов в период растопки котлов.
Для котлов, где наблюдается «прятание солей», растопки, форсировки
нарузки, работа с минимальной производительностью при максималь-
ном давлении соответствуют периодам образования отложений. Остановы
и работа при сниженных давлениях соответствуют периодам растворе-
ния отложений. С целью смыва солевых отложений рекомендуется че-
рез определенные промежутки времени переводить котлы на понижен-
ные параметры по давлению и производительности.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ
НА ПАРООБРАЗУЮЩИХ ПОВЕРХНОСТЯХ
НАГРЕВА
8.1. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ НАКИПЕЙ, СОСТОЯЩИХ
ИЗ СОЕДИНЕНИЙ КАЛЬЦИЯ И МАГНИЯ
Предотвращению образования кальциевых и магниевых
накипей в котлах служат все способы сокращения поступ-
ления ионов Са2+ и Mg2+ в основной цикл ТЭС. Сюда от-
носятся глубокое умягчение добавочной воды, обеспечение
высокой водяной плотности конденсаторов турбин, обес-
соливание турбинных конденсатов на энергоблоках с пря-
моточным котлами, умягчение конденсатов производствен-
ных потребителей пара на ТЭЦ. В настоящее время энерге-
тические котлы, как правило, питаются водой с малой
13—905
193
/
жесткостью (0,2—1,0 мкг-экв/л), однако в зависимости от со-
стояния оборудования и технической культуры эксплуата-
ции пределы колебаний общей жесткости питательной воды
различны на разных ТЭС.
На установках с барабанными котлами, имеющими не-
прерывную продувку, есть возможность удалять из котла
вместе с продувочной водой соединения, поступающие с пи-
тательной водой, и тем самым препятствовать росту кон-
центраций ионов-накипеобразователей в объеме котловой
воды. Как уже указывалось ранее (см. § 7.2), условием для
образования твердой фазы различных соединений кальция
и магния является увеличение концентраций соответствую-
щих ионов до значений, отвечающих произведениям раст-
воримости тех их соединений, которые выделяются в виде
накипи.
Когда жесткость питательной воды близка к верхнему
пределу норм (см. табл. 8.2), поддерживать в котловой во-
де концентрации ионов-накипеобразователей на уровне,
меньшем значений произведений растворимости CaSO4,
CaSiO3 и др., с помощью продувки экономически нецеле-
сообразно. Продувка была бы слишком велика. Но если в
котле произвести «доумягчение» воды методом осаждения,
снизив в растворе концентрации ионов Са2+ и Mg2+ и по-
лучив твердую фазу в виде шлама, то тогда в котловой во-
де можно'увеличить суммарное содержание соединений
кальция и магния и уменьшить продувку до экономически
приемлемого значения. На протяжении более 50 лет в ба-
рабанных котлах всех давлений с этой целью использует-
ся метод фосфатирования котловой воды [8.1' .
iz При фосфатировании в котловую воду ввоДят натрие-
вые соли фосфорной кислоты. В котловой воде протекает
реакция образования основного фосфата кальция — гид-
роксилапатита:
10Са2+ 6РОГ + 2О1Г ЗСа3(РО4)2 • (СаОН)2. (8.1)
В отличие от других малорастворимых соединений каль-
ция и магния — Са3(РО4)2, Mg3(P04)2, CaSO4 и CaSiO3,
отлагающихся на поверхностях нагрева преимущественно
в форме накипей, гидроксилапатит выделяется в твердую
фазу, главным образом, в виде дисперсного шлама. На рас-
творимость гидроксилапатита влияют температура и pH
раствора, причем с повышением температуры и pH раство-
римость гидроксилапатита уменьшается, однако надежных
данных о его растворимости в котловых водах энергетиче-
194
ских котлов пока не имеется. Нет достаточно полных дан-
ных и о растворимости CaSO4, CaSiO3, Mg3(PO4)2 при вы-
соких температурах. В связи с невозможностью точного
расчета в котловой воде концентраций ионов РО4“иОН“,
предотвращающих образование накипей, содержащих сое-
динения кальция и магния, разработка технологии фосфа-
тирования осуществлялась на основе многолетних наблю-
дений и обобщения опыта эксплуатации барабанных кот-
лов разных параметров.
В настоящее время метод фосфатирования котловой во-
ды применяется в нескольких вариантах или режимах.
Обоснованием к применению больших или меньших из-
бытков фосфатов являются различия качества питатель-
ной воды по содержанию в ней ионов-накипеобразователей.
Чем больше концентрация сульфатов и силикатов в пита-
тельной воде и чем выше степень упаривания воды в котле,
тем полнее должен быть осажден кальций в форме гид-
роксилапатита, с тем чтобы в котловой воде не достига-
лись значения ПРса5о4 и nPcastos и не происходило обра-
зования твердой фазы этих соединений. Остаточные кон-
центрации ионов кальция в котловой воде в условиях фос-
фатирования зависят от избытка ионов РО4“и ОН в рас-
творе. Для достижения меньших остаточных концентраций
кальция требуется повышать в котловой воде концентрации
фосфатов. Однако эта тенденция ограничивается опасно-
стью образования накипей, состоящих из фосфатов магния
и железа.
В табл. 8.4. приведены нормы содержания фосфатов в воде бара-
банных котлов по действующим в настоящее время ПТЭ (1977 г.). Эти
нормы регламентируют как нижний, так и верхний пределы содержа-
ния фосфатов в котловой воде. Минимальное содержание фосфатов в
чистом отсеке котлов со ступенчатым испарением установлено на уров-
не 2 мг/кг в пересчете на РО^, а в котлах без ступенчатого испарения™
на уровне 5 мг/кг РО^-. Максимальное содержание также установлено
различным для котлов без ступенчатого испарения и со ступенчатым ис-
парением. При наличии нескольких ступеней испарения максимальное
содержание фосфатов нормируется в котловых водах первой и послед-
ней ступеней испарения (см. табл. 8.4).
Для осаждения кальция в форме гидроксилапатита
требуются ионы [см. (8.1)] ОН~ и РО4~. Вводимые в кот-
ловую воду фосфаты диссоциируют с образованием ионов
РО4~, присутствие же гидратов в котловой воде обусловли-
13*
195
вается главным образом гидролизом поступающих с пита-
тельной водой солей слабых летучих кислот. Гидролиз та-
ких ионов, как СОГ, НСОГд SO з~ протекает достаточно
полно, так как образующиеся газообразные продукты [см.
реакции (7.4), (2.32)] удаляются паром. Летучие компо-
ненты получаются и при разложении бикарбонатов и кар-
бонатов аммония [см. уравнения (2.19), (2.20) ]. При гид-
ролизе карбонатов и бикарбонатов натрия в котловой воде
появляется NaOH. Чем больше концентрация в питатель-
ной воде карбонатов, бикарбонатов и других солей слабых
летучих кислот, тем в большей степени котловая вода обо-
гащается гидратами.
Увеличение концентрации свободного едкого натра в
котловой воде создает опасность возникновения щелочной
и межкристаллитной коррозии металла. Для предотвраще-
ния этих видов коррозии необходимо, чтобы доля свобод-
ного едкого натра в общем солевом составе котловой воды,
включая фосфаты, т. е. так называемая относительная ще-
лочность, не превышала определенного значения. По ПТЭ
1977 г. относительная щелочность котловой воды котлов
давлением более 10 МПа должна быть меньше 20 %, для
котлов давлением менее 10 МПа допускаются и большие
значения относительной щелочности, но при условии при-
менения пассиваторов (например, нитритов).
Если в качестве реагента для фосфатирования исполь-
зовать Na3PO4, то в котловой воде появятся необходимые
для образования гидроксилапатита ионы РО|™, а также
НРО 4~ и Н2РО Г, обусловленные гидролизом:
РОГ + Н2О НРОГ + ОН“; (8.2)
НРОЦ + Н2О Н2РОГ + ОН-. (8.3)
Сдвиг равновесий слева направо зависит от концентра-
ции едкого натра: чем больше она, тем в меньшей степени
будет протекать гидролиз ионов РОГ. Фосфатирование с
применением Na3PO4 не всегда обеспечивает относитель-
ную щелочность котловой воды менее 20 %. Вследствие
этого при повышенной относительной щелочности котловой
воды иногда используют кислые фосфаты натрия. Для
этой цели наибольшее распространение получили динатрий-
фосфат Na2HPO4, гексаметафосфат (NaPO3)6 и триполи-
фосфат натрия NagPsOio. Последние два при высокой тем-
пературе подвергаются гидратации, превращаясь в орто-
фосфаты.
19<&
Так, для гексаметафосфата
(NaPO3)6 + 6НЙО 6NaH2PO4. (8.4)
Последний диссоциирует по уравнениям
NaH2PO4 -> Na+ + Н2РОГ; (8.5)
Н2РОГ н+ + НРО4-; (8.6)
НРОГ Н+ + РО4Л (8.7)
Образовавшиеся при диссоциации ионы водорода взаи-
модействуют с ОН^-ионами, содержащимися в котловой:
воде; гидратная ее щелочность при этом снижается.
Когда в котловую воду вводится динатрийфосфат, про-
исходит диссоциация ионов НРО1~ по уравнению (8.7). *На
каждый введенный грамм-ион POi ^ гексаметафосфат дает
2 г-экв, а динатрийфосфат—1 г-экв ионов Н+. Отсюда сле-
дует, что по нейтрализующей способности динатрийфосфат
уступает гексаметафосфату. Для триполифосфата натрия
имеем
Na5P3O10 + 4NaOH - 3Na3PO4 + Н2О.
• Этот реагент занимает промежуточное положение меж-
ду гексаметафосфатом и динатрийфосфатом; на 1 г-ион
РО4~при фосфатировании триполифосфатом натрия обра-
зуется 1,33 г-экв ионов Н+.
Режим фосфатирования, при котором нейтрализацию
гидратов кислыми фосфатами осуществляют, доводя в кот-
ловой воде концентрацию свободного едкого натра до ну-
ля, называют режимом чистофосфатной щелочности1.
Присутствие в растворе необходимых для образования
гидроксилапатита ионов ОН обеспечивается в этом режи-
ме гидролизом ионов РО1”и НРО4 ’ [см. реакции (8.2),
(8.3)]. Режим фосфатирования, при котором в котловой
воде допускается наличие свободного едкого натра, полу-
чил название щелочно-солевого режима. Этот режим назы-
вают также фосфатно-щелочным либо солефосфатным.
Режим чистофосфатной щелочности возможно осущест-
вить лишь при условии, когда дозировка кислых фосфатов,
необходимых для полной нейтрализации гидратной щелоч-
ности. котловой воды, не превысит рекомендуемых значе-
ний общей концентрации фосфатов в котловой воде. По-
скольку эти значения невелики (2 15 мг/кг), выполнить
1 Этот режим подвергается в настоящее время обоснованной кри-
тике, как усиливающий коррозию металла котлов. — Прим. ред.
197
практически такое условие удается только тогда, когда об-
щая щелочность питательной воды мала. Повышение ще-
лочности питательной воды может привести к переходу от
режимов чистофосфатной щелочности к щелочно-солевому
режиму при неизменных условиях дозирования смешанно-
го раствора фосфатов. Если при этом концентрации фосфа-
тов и относительная щелочность остаются в пределах норм
птэ, то такое отклонение от режима чистофосфатной ще-
лочности не рассматривается как нарушение водного режи-
ма, так как оба фосфатных режима считаются неопасными
в отношении щелочной коррозии. К серьезным последстви-
ям могут привести нарушения режима чистофосфатной ще-
лочности в сторону занижения pH котловой воды, напри-
мер в результате передозировки кислых фосфатов. При та-
ких нарушениях создаются условия для интенсивной кор-
розии металла с водородной деполяризацией и возникает
опасность образования железофосфатных накипей, осо-
бенно в солевых отсеках котлов со ступенчатым испарени-
ем, где концентрация фосфатов, естественно, выше.
В последние годы проводились исследования интенсив-
ности коррозионных процессов в барабанных котлах высо-
кого и сверхвысокого давления по содержанию водорода
в паре. Было установлено, что содержание водорода в паре
при режиме чистофосфатной щелочности котловой воды
значительно больше, чем при щелочно-солевом и бесфос-
фатном режимах. Это указывает на протекание более ин-
тенсивной коррозии с водородной деполяризацией и на пе-
риодическое снижение значений pH котловой воды при
режиме чистофосфатной щелочности. Необходимо помнить,
что дозированием летучих щелочных реагентов (аммиака,
гидразина, аминов) в конденсатно-питательный тракт
обеспечиваются нормы по pH лишь для питательной воды.
Из-за удаления летучих щелочей с паром повысить pH
котловой воды с помощью таких реагентов невозможно
[8.2]. Все чаще высказывается мнение, что следует повы-
сить относительную щелочность котловой воды, учитывая,
что опасения в отношении межкристаллитной коррозии для
цельносварных барабанных котлов давлением 11,0—
15,5 МПа опытом их длительной эксплуатации не подтверж-
даются [8.3]. Когда возникает необходимость повысить pH
котловой воды, целесообразно прибегать к щелочению кот-
ловой воды едким натром, поддерживая его концентрацию
в котловой воде 2—5 мг-экв/л, при этом pH, измеренное
при 25 °C, будет 11,3—11,7 [8.2].
198
На рис. 8.1 представлена схема установки для приготовления и по-
дачи раствора фосфатов в котел насосами-дозаторами плунжерного
типа. Внутри барабана специальной дырчатой трубой фосфатный ра-
створ распределяется по водяному объему барабана. В котлах со сту-
пенчатым испарением раствор фосфатов вводится в ту часть водяного
объема барабана, которая включена в первую ступень испарения.
В расходные баки, других котлоВ
Рис. 8.1. Схема установки
для приготовления и подачи
раствора фосфатов в котел:
1 — бак для приготовления фос-
фатного раствора; 2 — центро-
бежный насос; 3— вода для
приготовления раствора; 4—
подвод пара; 5 — линия рецир-
куляции; 6 — линия к расходным
бакам; 7— расходный бак; 8—
дренаж; 9 — водоуказательное
стекло; 10 — цилиндр плунжер-
ного насоса; И — клапанная
коробка насоса; 12 — предохра-
нительный клапан; 13 — напор-
ная линия от насоса к котлу;
14 — всасывающая линия к на-
сосу; 15 — барабан котла'
На ряде ТЭС, имеющих налаженный водный режим, в последние
годы стали проводить опробование бесфосфатного режима котловой во-
ды. Первый положительный опыт в этом направлении был получен в
котлах со ступенчатым испарением, когда фосфаты вводили не в первую
ступень, как это обычно делается, а в солевые отсеки. При этом в пер-
вой ступени испарения создавался бесфосфатный режим, а во второй
ступени — режим пониженного избытка фосфатов. Так как размер про-
дувки первой ступени велик (пп+р), то в воде этой ступени при хоро-
шем качестве питательной воды концентрации ионов накипеобразовате-
лей будут меньше растворимостей CaSO4, CaSiO3 и др. В солевом же
отсеке, где в результате дальнейшего упаривания воды концентрации
всех ионов увеличиваются, опасность кальциевого накипеобразования
иредупреждают фосфатированием.
199
Имеются положительные результаты опробования бесфосфатного
режима также и в котлах без ступенчатого испарения, питающихся во-
дой высокого качества. Так как при длительной работе ТЭС не исключе-
ны случаи ухудшения качества питательной воды из-за присосов в кон-
денсаторах, сетевых подогревателях и неполадок в работе водоподго-
товительного оборудования, устройства для ввода и дозирования раст-
вора фосфатов предусматриваются для всех барабанных котлов. При
бесфосфатном режиме установка для фосфатирования котловой воды
должна постоянно находиться в рабочем состоянии и быть готовой к
пуску в любой момент, когда в этом возникает необходимость. При
ухудшении качества питательной воды от бесфосфатного режима пере-
ходят к одному' из' рассмотренных ранее режимов фосфатирования кот-
ловой воды. Бесфосфатный режим к настоящему времени не является
достаточно отработанным. Повысить его надежность для барабанных
котлов высокого и сверхвысокого давления можно применением конден-
сатоочистки, как это делается на блочных ТЭС СКД.
В прямоточных котлах докритических параметров, не
имеющих 100 %-ной конденсатоочистки, в конце зоны испа-
рения всегда образуются отложения, содержащие соедине-
ния кальция и магния. Чтобы уменьшить скорость образо-
вания этого вида отложений, к питательной воде прямоточ-
ных котлов предъявляются достаточно высокие требования
(см. § 8.3). Ограничиваются общая жесткость, кремнесо-
держание, общее содержание ионизированных примесей,
среди которых всегда есть ионы, участвующие в образова-
нии типичных накипей, — Са8О<, Са(ОН)2, Mg(OH)2,
CaSiO3. Накопление отложений, содержащих соединения
кальция и магния, при выполнении норм качества пита-
тельной воды происходит медленно; ухудшение качества
питательной воды ведет к ускорению загрязнения поверхно-
стей нагрева. Так как в котле нельзя допускать накопления
таких количеств отложений, которые приводили бы к пере-
греву металла, то при эксплуатации прямоточных котлов
возникает необходимость периодического удаления обра-
зовавшихся отложений.
Основным мероприятием по удалению отложений из
прямоточных котлов докритических параметров являются
водные промывки, Эффективность водных промывок опре-
деляется характеристикой вымываемости отложений. Эта
технологическая характеристика зависит одновременно от
состава накипи и ее толщины. Как правило, отложения в
переходной зоне бывают смешанными. В них наряду с со-
единениями кальция и магния содержатся окислы желе-
за, металлическая медь, Na2SO4. Если смешанные отложе-
200
ния состоят в основном из водорастворимых соединений
кальция, магния и натрия, а окислы железа и другие ве-
щества лишь вкраплены в них, то водные промывки оказы-
ваются достаточно эффективными. Благодаря растворению
основных компонентов отложений частицы окислов железа,
не скрепленные непосредственно с поверхностью металла,'
легко смываются потоком промывочной воды. Если же сме-
шанные отложения состоят в основном из окислов железа,
а соединения кальция, магния и натрия лишь вкраплены в
них, то при водных промывках происходит смыв с поверх-
ности лишь части отложений на различную глубину. Не-
растворимые в воде окислы железа преграждают контакт
воды с растворимыми соединениями, находящимися в глу-
бине слоя. В оставшемся после промывки слое отложений*
процент нерастворимых соединений увеличивается. Изуче-
ние химических процессов, совершающихся при промывках
прямоточных котлов, проводилось Н. Г. Пацуковым,
Ю. О. Нови и позже В. А. Таратутой. Ими же были
разработаны технологические схемы промывок и практи-
чески осуществлены промывки на многих агрегатах.
Для обеспечения вымываемости отложений при эксплу-
атации прямоточных котлов рекомендуется не накапливать
смешанные отложения толщиной более 0,2 мм.
Количество отложений, которое может быть накоплено в котле по
условиям их вымываемости, называют «солеемкостью» котла. Солеем-
кость относят либо ко всему агрегату, либо к 100 т/ч номинальной его
производительности. По эксплуатационным данным для котлов с выне-
сенной переходной зоной давлением 10 МПа солеемкость колеблется
от 25 до 40 кг на 100 т/ч номинальной производительности, что в рас-
чете на весь котел составляет (25—40) Z2/100.
Энергоблоки с прямоточными котлами сверхкритическо-
го давления обычно оборудуют 100 %-ной конденсатоочист^
кой, в технологической схеме которой предусматривается
глубокое обессоливание всей питательной воды, т. е. тур-
бинного и других конденсатов, и добавочной воды, посту-
пающей с водоподготовительной установки. В этих услови-
ях при нормальной работе фильтров конденсатоочистки
качество питательной воды по общему солесодержанию и
общей жесткости обеспечивается высоким и отложения,
содержащие кальций и магний, образуются в котле очень
медленно. Водными промывками, которые выполняются при
пусках котла, эти отложения удаляются-практически пол*
ностыо. / ;
201
8,2. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ЖЕЛЕЗООКИСНЫХ И МЕДНЫХ
НАКИПЕЙ
В целях уменьшения железоокисного накипеобразова-
ния содержание продуктов коррозии железа в питательной
воде котлов строго ограничивается (см. § 8.3). Для выпол-
нения норм качества питательной воды по этим соединени-
ям требуется наладить водно-химический режим конденсат-
но-питательного тракта, удалять из парового пространства
подогревателей газы, защищать баки, деаэраторы, фильтры
и трубопроводы водоочистки антикоррозионными покрытия-
ми, периодически удалять окислы железа из ионитных
фильтров, т. е. осуществлять весь комплекс мероприятий по
борьбе с коррозией всего оборудования ТЭС, соприкасаю-
щегося с паром и водой. Содержание продуктов коррозии
в питательной воде является показателем эффективности
усилий в этом направлении.
В питательной воде присутствуют обычно разнообразные окислы
железа: магнетит Fe3O4, гематит cc-Fe2O3, их гидратированные фор-
мы Fe(ОН)2, Fe(OH)3, FeOOH и т. д. Соотношения между отдельными
формами окислов зависят от температуры воды, pH и окислительно-
восстановительного потенциала системы, В питательной и котловой воде
котлов концентрация окислов всегда значительно превышает раствори-
мость этих труднорастворимых соединений, поэтому окислы железа
находятся главным образом в^диде твердой фазы различной степени
дисперсности. Механизм осаждения их на поверхностях нагрева пока
мало изучен, однако известно, что по склонности осаждаться на обог-
реваемых поверхностях металла отдельные формы окислов железа раз-
личаются между собой. Так, частицы магнетита легче налипают и удер-
живаются на поверхности, чем частицы гематита; металлическое желе-
зо является типичным «неприкипающим» шламом.
Исходя из указанных наблюдений Н. Ц. Манькиной (ВТИ), был
предложен способ ослабления железоокисного накипеобразования пу-
тем восстановления окислов железалидразином Ы2Н4 до металлического
железа, частицы которого остаются1 в котле в виде шлама и могут быть
удалены из барабанных котлов периодической продувкой.
В работах ВТИ (Е. Ю. Кострикиной) была показана термодинами-
ческая возможность возаимодействия гидразина с окислами железа по
1 Длительное существование очень размельченного металлического
железа в котловой воде при высокой температуре невозможно вслед-
ствие протекания реакций Ее-тИаО->-FeO4-H2; 3FeO + H2O-^-Fe3O4-;"H2.
Термодинамически устойчивым окислом является в этих условиях маг-
нетит. Таким образом, действие гидразина может быть объяснено, по-
видимому, нарушением связи между окислами, что и разрушает обра-
зующиеся железоокисные отложения. — Прим. ред.
202
реакциям, при которых наряду с закисью железа образуется также и
металлическое железо:
N2H4 + 2FeO -> 2Fe + N2 + 2H2O; (8.8)
3\2H4 + 2Fe2O3 4 4Fe + 3N2 + 6H2O; (8.9)
2N2H4 + Fe8O4 -> 3Fe + 2N2 + 4H2O; (8.10)
Применявшаяся ранее обработка питательной воды гидразином
была нацелена лишь на предотвращение кислородной коррозии путем
связывания следов растворенного кислорода, остающегося после тер-
мической деаэрации. Количество дозируемого в питательную воду гид-
разина рассчитывалось по реакции (8.11) соответственно остаточным
концентрациям 0$ в деаэрированной воде:
N2H4 + о2 N2 + 2Н2О. (8.11)
Было известно, что гидразин термически неустойчив и разлагает-
ся по уравнениям »
3N2H4^4NH34-N2; j
2N2H4-> 2NH3 + N2 + H2J * }
После того как гидразинная обработка воды стала успешно приме-
няться для ослабления железоокисного накипеобразования, проводились
тщательные исследования скорости реакций взаимодействия N2H4 с при-
месями питательной воды. Они [2.4] показали, что гидразин достаточ-
но быстро реагирует с окислами не только железа, но и меди:
2Cu3O + N2H4 -> 4Cu + 2Н2О + N2; (8.13)
2CuO + N2H4 -> 2Cu + 2H2O + N2. (8.14)
На скорость реакций (8.11) и (8.12) помимо температуры существен-
ное влияние оказывает pH среды. В условиях, характерных для пита-
тельной и котловой воды, значительная часть N2H4 успевает вступить в
реакции с окислами железа и меди, прежде чем завершатся реакции
его разложения (8.12). Образующийся по уравнениям (8.8)—(8.14) азот
относится к числу безвредных примесей, поступающих в рабочую
среду основого цикла ТЭС. Вместе с другими легколетучими примеся-
ми N2 удаляется из цикла при отсосе газов из конденсатора турбины и
подогревателей, уходит с выпаром из деаэраторов.
В настоящее время гидразинная обработка, воды в це-
лях ослабления железоокисного и медного накипеобразова-
ния широко применяется в барабанных котлах высокого,
сверхвысокого, а также среднего давления. По данным
ВТИ для этого необходимо в котловой воде поддерживать
постоянно избыток гидразина около 20—30 мкг/кг. Учиты-
вая летучесть гидразина и его малую термостойкость, пода-
чу гидразина в котел нужно осуществлять непрерывно.
203
Поскольку гидразин используется не только для предотвра-
щения накипеобразования в котле, но также для уменьше-
ния коррозии конденсатно-питательного тракта, в зависи-
мости от ряда особенностей ТЭС дозирование гидразина
осуществляют в различные места пароводяного цикла.
Возможные варианты ввода гидразина в цикл станции показаны
на рис. 8.2. Каждый из вариантов имеет свои преимущества и область
применения. Так, на ТЭЦ, имеющих большие добавки химически очищен-
Рис. 8.2. Схема ввода гидразина в основной цикл ТЭС:
Точки А, В, С, D, Е, F — места возможного ввода гидразина; / — конденсатор;
2 — турбина; <3 —резервный бак; 4 —расходный бак; 5 — подогреватель высокого
давления; 6—подогреватель низкого давления; 7 — деаэратор; 8 — котел; 9 ~ на-
сос-дозатор; 10 — конденсатный насос; 11 — питательный насос
ной воды или большой возврат производственных конденсатов, когда
в питательной воде могут присутствовать органические вещества, замед-
ляющие взаимодействие гидразина, его целесообразно вводить в аккуму-
ляторные баки деаэраторов. При этом продолжительность контакта гид-
разина с примесями воды увеличивается, и их восстановление протека-
ет более полно. На блочных станциях с барабанными котлами часто
гидразин вводят перед конденсатными насосами. При вводе N2H4 в точ-
ку цикла, более удаленную от котла, водяной тракт защищается от кор-
розии полнее. Однако в этом случае при прохождении турбинного кон-
,д исата через головку деаэратора часть гидразина удаляется с выпаром
деаэратора. Потери гидразина пра этом достигают 10 %.
Подачу гидразина в питательную воду рассчитывают,
пользуясь следующей формулой:
Cn2h4 = Со2 + 0,5CFe + 0,5Ccu + 0,5Cno2\ (8.15)
где С Со2, CFe, ССи, CNo2~ концентрации соответствую-
щих веществ в питательной воде, мг/кг.
204
Избыток гидразина в воде на входе в экономайзер под-
держивают на уровне 0,02—0,06 мг/кг.
Гидразин взаимодействует не только с той частью про-
дуктов коррозии железа, которая находится во взвешенном
состоянии в объеме воды, но и с теми окислами, которые
находятся на поверхностях оборудования питательного
тракта и поверхностях нагрева котла. Чем больше окислов
железа на этих поверхностях, тем больше расход гидрази-
на на их восстановление. При подаче гидразина в питатель-
ную воду вынос окислов железа из питательного тракта в
котел в этом случае существенно возрастает. Не исключе-
но, что даже при увеличенных дозах гидразина он может
израсходоваться в питательном тракте полностью, не дойдя
до котла. В подобных условиях процессы железоокисного
накипеобразования в котле могут усилиться. Учитывая#эту
опасность, начинать гидразинную обработку питательной
воды рекомендуется на чистом оборудовании после прове-
дения водных и химических промывок или дозировать его
в двух точках, т. е. также и перед котлом,
и
В качестве реагентов для гидразинной обработки воды барабан-
ных котлов применяют гидразингидрат N2H4*H2O и гидразинсульфат
N2H4*H2SO4. При использовании солевых форм гидразина происходит
обогащение питательной воды соответствующими анионами. Если ре-
гулирование температуры перегретого пара производится впрыском пи-
тательной воды, то чтобы предотвратить увеличение солесодержания
пара, следует пользоваться только гидразингидратом.
Для удаления шлама из котлов с продувочной водой
предусматривается кроме непрерывной продувки также и
периодическая, которая выполняется из нижних коллекто-
ров экранов. Режим периодической продувки устанавлива-
ется на основе эксплуатационных наблюдений за концент-
рацией продуктов коррозии в котловой воде в нижних точ-
ках циркуляционных контуров. Чем больше содержание
шлама в котловой воде, тем чаще должны выполняться
периодические продувки (1 раз в сутки или в смену и т. д.).
Баланс между количеством продуктов коррозии железа и
меди, поступившим с питательной водой, и количеством
железа и меди, удаленным с продувками, отвечает условию
безнакипного режима котловой воды1.
4 Практически баланс этот никогда не достигается; значительная
часть окислов железа и несколько меньшая часть меди остаются в кот-
ле. При фосфатном режиме ’До 60—70 % поступающих в котел окислов
железа фиксируется на поверхностях нагрева; при гидразинировании
эта величина снижается до 15—25 °/о.-—Прим. ред.
205
В последние годы расширяется применение способов
предотвращения накипеобразования введением в котловую
воду комплексообразующих веществ.
Первым из числа реагентов-комплексообразователей в
энергетических котлах начал применяться гексаметафос-
фат как средство борьбы с медными накипями [7.2]. При
переводе режима фосфатирования с Na3PO4 на (NaPO3)e
наблюдалось снижение скорости медного накипеобразова-
ния примерно в 20 раз, а железоокисного накипеобразова-
ния — в 4—5 раз, одновременно устранялось образование
кальциевых и магниевых накипей.
При использовании гексаметафосфата происходит снижение щелоч-
ности котловой воды в результате образования по реакции (8.4) кислой
соли ортофосфорной кислоты (NaH2PO4). Когда котлы питаются с до-
бавком глубокоумягченной воды и щелочность котловой воды бывает
значительной, нейтрализация образующегося кислого фосфата не вызы-
вает заметного снижения pH котловой воды. Когда котлы питаются с
добавком обессоленной воды и щелочность котловой воды невелика,
вместе с гексаметафосфатом для поддержания щелочной среды требует-
ся вводить едкий натр. Дозирование гексаметафосфата ведется с рас-
четом поддержания в котловой воде избытка фосфатов в соответствии
с принятым режимом фосфатирования.
В работах ВТИ было показано, что комплексные соеди-
нения, образующиеся при взаимодействии гексаметафосфа-
на натрия с примесями котловой воды, не являются наки-
пеобразователями. Механизм антинакипного действия
гексаметафосфата до настоящего времени почти не изучен.
Более прочные по сравнению с гексаметафосфатом и термо-
стойкие комплексы со всеми катионами (Са, Mg, Fe, Си,
Zn и др.) образует этилендиаминтетрауксусная кислота
(ЭДТА). Применение двунатриевой соли этой кислоты, на-
зываемой в технике трилоном Б, было предложено
Т. X. Маргуловой. Со всеми перечисленными катионами
трилон Б образует комплексные соединения (комплексона-
ты), хорошо растворимые в воде. Взаимодействие с иона-
ми металлов происходит так, что независимо от валентно-
сти металла на атом его расходуется молекула ЭДТА.
В присутствии трилона Б в котловой воде предотвраща-
ется образование как накипи, так и шлама. В связи с боль-
шим молекулярным весом трилона Б (он равен 336,2)
расход реагента на обработку воды получается значитель-
ным и тем большим, чем больше концентрация примесей в
питательной воде. Из-за высокой стоимости трилона Б счи-
206
тается целесообразным применять трилонную обработку
котловой воды лишь при питании котлов водой высокого
качества.
Для барабанных котлов высокого и сверхвысокого дав-
ления предложен комбинированный комплексонно-щелоч-
ной режим. Этот режим предусматривает дозирование три-
лона Б и поддержание в продувочной воде pH на уровне
10,6—11,0. При соответствии качества питательной воды
нормам ПТЭ доза трилона Б составляет 0,25—0,3 мг/кг.
Для подачи в котел готовится смешанный раствор обоих
реагентов, отвечающий по составу четырехзамещенной на-
триевой соли ЭДТА. Этот раствор должен вводиться в сни-
женный узел питания котла, но не в барабан и не в пита-
тельный тракт вдали от котла; до внедрения комплексонно-
1 1
Рис. 8.3. Характер структуры желез оокис- 2
ных отложений:
1 — слабосвязанный слой; 2 — среднесвязанный у
слой; 3— плотная пленка; 4 — металл °
4
щелочного режима требуется проведение химической
очистки котла от пористых отложений и непрочных оксид-
ных слоев [8.4].
Образующиеся при комплексонно-щелочном режиме же-
лезоокисные отложения заметно отличаются от типичных
железоокисных накипей. При сохранении обычной слоистой
структуры (рис. 8.3), характеризующейся разной степенью
связанности частиц в наружном и внутреннем слоях (малая
в наружном и максимальная во внутреннем), при комплек-
сонно-щелочном режиме отмечается уменьшение пористости
слоев и увеличение их теплопроводности. В прилегающем к
металлу оксидном слое кристаллы имеют округлую форму
и малые размеры, что благоприятствует их плотной упаков-
ке и соответственно ведет к образованию пленки с высоки-
ми защитными свойствами. Пористость наружных слоев
при комплексонно-щелочном режиме составляет 40—50 %,
при фосфатных режимах — 70 % • В результате увеличе-
ния плотности структуры возрастает теплопроводность от-
ложений, которая при комплексонно-щелочном режиме со-
ставляет 0,7—0,8 Вт/(м2-К), а при режиме фосфатирова-
ния— 0,3—0,6Вт/(м2-К) [8.5].
В прямоточных котлах, где отсутствует возможность вы-
ведения примесей с продувкой, основным способом умень-
207
шения железоокисного и медного накипеобразования явля-
ется максимальное сокращение поступления продуктов
коррозии с питательной водой. Помимо мер, направленных
на уменьшение приноса окислов железа и меди питательной
водой и ее составляющими, о которых упоминалось ранее,
на блоках с прямоточными котлами применяют очистку
всего потока турбинного конденсата от продуктов коррозии
и других примесей. По сравнению с барабанными котлами
требования к питательной воде прямоточных котлов по со-
держанию продуктов коррозии выше.
Опыт эксплуатации мощных энергоблоков с прямоточ-
ными котлами показывает, что нарушения норм качества
питательной воды по содержанию продуктов коррозии бы-
вают чаще, чем по другим показателям. Периодическое по-
вышение концентрации продуктов коррозии железа и меди
в питательной воде сопровождается их осаждением в кот-
ле и турбине. Железоокисное накипеобразование в котлах
сверхкритического давления наблюдается даже при соблю-
дении норм качества питательной воды, особенно в случа-
ях, когда котлы работают на мазуте.
8.3. НОРМИРОВАНИЕ ЧИСТОТЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ
И КОТЛОВОЙ воды
Так как образование накипей в котлах, коррозионные
процессы и заносы проточной части турбин обусловлены
примесями, находящимися в воде и поступающими из нее
в пар, то для замедления или'полного предотвращения этих
процессов необходимо ограничить до минимума концентра-
ции одних примесей и повысить концентрации веществ, спе-
циально вводимых в рабочую среду. Перечень предельно
допустимых концентраций вышеуказанных примесей со-
ставляет содержание норм качества воды и пара.
Эксплуатационные нормы, содержащиеся в ПТЭ [5.3] и
установленные специальными теплохимическими испыта-
ниями оборудования, служат руководством для эксплуата-
ционного персонала.
В табл. 8.1 и 8.2 приведены нормы качества питательной воды
прямоточных и барабанных котлов по действующим ПТЭ. Нормиру-
емые показатели в табл. 8.1 относятся к работе оборудования на уста-
новившемся режиме, при осуществлении . в конденсатно-питательном
тракте традиционного гидразинно-аммиачного водного режима и нали-
чии при сверхкритических параметрах 100 %-ной конденсатоочистки, а
208
Таблица 8.1. Нормы качества питательной воды прямоточных
котлов по ПТЭ (1977 г.)
Параметры пара
Нормируемый показатель
закритические
докритические
Соединения натрия (в пересчете на
Na), мкг/кг
Жесткость общая, мкг-экв/кг
Кремниевая кислота (в пересчете на
SiO2), мкг/кг
Удельная электропроводимость Н-ка-
тионированной пробы при 25 °C,
мкСм/см
Растворенный кислород, мкг/кг
Гидразин N2H4, мкг/кг
pH
Соединения железа (в пересчете на
Fe), мкг/кг
Соединения меди (в пересчете на
Си), мкг/кг
Масла, мг/кг
<5
<0,2
<15
<0,3
<10
20—60
9,1±0,1
<10
0,1*
<10
20—60
9,1зЬ0,1
<20 ’
<5
Следы
* До конденсатоочистки.
при докритических параметрах — при ее отсутствии. Для случая, когда
все теплообменники в конденсатно-питательном тракте выполнены из не-
ржавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов, норма
по соединениям меди снижается с 5 до 2 мкг/кг и допускается повыше-
ние pH с 9,1 ±0,1 до 9,5. Соединения меди нормируются в воде перед
деаэратором. Наряду с нормированием содержания кислорода в воде
после деаэратора (не более 10 мкг/кг) ПТЭ устанавливают норму на
кислород менее 30 мкг/кг перед деаэратором, за последним ПНД до
точки ввода обескислороживающего реагента или при временном прек-
ращении дозирования этого реагента, если он вводится до последнего
ПНД.
При, включении в работу прямоточного котла после капитального
или текущего ремонта в течение 4 сут допускается превышение норм
качества пара и питательной воды, но не более чем на 50 % (по отно-
шению к значениям, указанным в табл. 8.1) по содержанию соединений
натрия, кремниевой кислоты, железа, меди, по общей жесткости и удель-
ной электропроводимости Н-катионированной пробы. В периоды пуска
и останова котла допускается более высокое содержание гидразина,
но не более 3 мг/кг.
Нормы качества питательной воды барабанных котлов имеют раз-
личия не только в зависимости от давления, но также и от вида топ-
лива и типа станции. Более строгие нормы установлены для котлов, ра-
14—905
209
Таблица 8.2. Нормы качества питательной воды котлов
с естественной циркуляцией по ПТЭ (1977 г.)
Нормируемый показатель Давление, МПа Примечание
До 4 4—10 Выше 10
Жесткость общая,
мкг-экв/кг
Кремниевая кисло-
та (в пересчете
на SiOa), мкг/кг
Растворенный кис-
лород, мкг/кг
*
Гидразин N2H4,
мкг/кг
pH
Аммиак, мкг/кг
Соединения желе-
за (в пересчете
на Fe), мкг/кг
Соединения меди
(в пересчете на
Си), мкг/кг .
Сумма нитритов и
нитратов, мкг/кг
Нитриты, мкг/кг
Масла и тяжелые
нефтепродукты,
мкг/кг
Сульфит натрия,
мкг/кг
<20
9,1+0,1
<100
<200
<20
<1
* и * *
<20
20—60
9,1+0,1
<1000
<50
<100
<10
<20
С20*** *
<40
<120
<10
20—60
9,1 + 0,1
<1000
<20
<30—20***
<5
Для ТЭС на жид-
ком топливе
Для ТЭС на дру-
гих видах топ-
лива
Для ГРЭС и ото-
пительных ТЭЦ
Для ТЭЦ с про-
изводственными
отборами пара
После деаэратора
Перед экономайзе-
ром
Для ТЭС на жид-
ком топливе
Для ТЭС на дру-
гих видах топ-
лива
Для ТЭС на жид-
ком топливе
Для ТЭС на дру-
гих видах топ-
лива
При сульфитиро-
вании
* Норма устанавливается по результатам теплохимических испытаний,
** Начиная с давления 7 МПа.
* ** Начиная с давления 14 МПа.
* *** Начиная с давления 6 МПа.
210
ботающих на жидком топливе, поскольку у этих котлов в отдельных па-
нелях экранов тепловые нагрузки бывают повышенными. Кремние-
вая кислота нормируется, начиная с давления 7 МПа. Когда в качестве
добавка используется не обессоленная вода, предельное кремнесодер-
жание питательной воды котлов давлением 7—10 МПа устанавливает-
ся по результатам теплохимических испытаний. Наряду с показателем
pH в питательной воде после деаэратора нормируется отсутствие свобод-
ной угольной кислоты. Во избежание коррозии сплавов меди нормиру-
ется содержание кислорода за последним ПНД (не более 30 мкг/кг) и
аммиака в питательной воде. В целях предотвращения коррозии уста-
навливается предельно допустимая концентрация в питательной воде
нитритов, которые являются сильным деполяризатором. При давлениях
менее 6 МПа нормами оговариваются только концентрации нитритов,
а для больших давлений — суммарная концентрация нитритов и нит-
ратов. С увеличением давления и температуры котловой воды^усилива-
ется разложение нитратов с образованием нитритов. В котлах средне-
го давления нитраты используются в качестве пассиваторов для предот-
вращения щелочной хрупкости котельного металла, при этом их
содержание в питательной воде не нормируется.
Качество всех составляющих питательной воды, а имен-
но конденсата турбин, конденсата регенеративных, сетевых
и других подогревателей, добавочной воды, а также воз-
вратного конденсата производственных потребителей пара
должно обеспечивать требуемую чистоту питательной воды.
В табл. 8.3 приведены эксплуатационные нормы для котловой во-
ды барабанных котлов. В эти нормы включены три показателя: содер-
жание фосфатов, pH и относительная щелочность.
Эксплуатационные нормы качества котловой воды и режимы про-
дувок по общему солесодержанию и кремниевой кислоте устанавлива-
ются на основе проведения теплохимических испытаний, при этом учи-
тывается необходимость получения чистого пара по солям и кремне-
кислоте.
Размер непрерывной продувки котла должен укладываться в сле-
дующие пределы: 0,5—1 % паропроизводительности котла для устано-
вившегося режима работы и при восполнении потерь в цикле обессолен-
ной водой или дистиллятом испарителей; 0,5—3 % для установившего-
ся режима при восполнении потерь необессоленной водой. При пуске
котла из монтажа, ремонта или резерва допускается кратковременное
увеличение напрерывной подувки до 2 % при использовании в качестве
добавка обессоленной воды и до 5 % для необессоленной воды. При
высокой минерализованности исходной воды, большом невозврате кон-
денсата от потребителей в отдельных случаях допускается увеличение
размера непрерывной продувки до 5 %. Размер периодических продувок
14*
211
Таблица 8.3. Эксплуатационные нормы качества котловой воды
барабанных котлов по ПТЭ (1977 г.)
Котлы со ступенчатым
испарением
Режим фосфати-
рования
Котлы без
ступенчатого
испарения
Чистый Солевой
отсек отсек
Доля свобод-
ного NaOH
в общем со-
лесе Держа-
нии, %
Щелочно-соле-
левой
Чистофосфат-
ной щелоч-
ности
>9,3 <30* <107
* Для котлов на жидком топливе и менее 50 мг/кг на других видах топлива.
из нижних точек котлов не регламентируется. Во избежание упуска
уровня в котле периодическая продувка длится не более нескольких
минут, интервалы между продувками из каждой точки устанавливают-
ся с учетом местных условий. Обязательным является проведение пери-
одических продувок при каждом пуске и останове котла, так как в
эти периоды наблюдается интенсивная отмывка экранных труб от рых-
лых отложений. Из табл. 8.3 видно, что допустимые пределы измене-
ния концентрации фосфатов в котловой воде не зависят от давления и
от принятого режима фосфатирования. Относительная щелочность кот-
ловой воды, представляющая собой отношение гидратной щелочнос-
ти (в пересчете на NaOH) к общему солесодержанию котловой воды
(включая фосфаты) нормируется из условия предотвращения щелочной
и межкристаллитной коррозии металла только при щелочно-солевом ре-
жиме. В котлах со ступенчатым испарением содержание фосфатов и
pH нормируется одновременно в первой (чистый отсек) и последней
(солевой отсек) ступенях испарения,
и
Следует отметить, что нормы по содержанию фосфатов
относятся к свободным, т. е. несвязанным в виде гидрокси-
лапатита ионам РОч ,
212
Применение бесфосфатного режима в барабанных кот-
лах допускается на отдельных ТЭС с разрешения энерго-
управления.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
УДАЛЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ ИЗ ОСНОВНОГО
ЦИКЛА ТЭС
9.1. СПОСОБЫ НЕПРЕРЫВНОГО ВЫВОДА ПРИМЕСЕЙ
Существование постоянно действующих источников по-
ступления примесей (см. гл. 4) приводит к постепенному
накоплению загрязнений в основном цикле ТЭС и наруше-
нию требуемой чистоты рабочей среды и омываемых* ею
поверхностей основного и вспомогательного оборудования.
Обеспечить выполнение норм чистоты пара, питательной
и котловой воды без применения специальных мер по выве-
дению примесей из основного цикла ТЭС практически не-
возможно. Для того чтобы количество примесей, находящих-
ся в рабочей среде основного цикла, оставалось неизменным
с течением времени, необходимо сохранение баланса между
количеством примесей, поступающих в цикл, и количеством
примесей, из него удаляемых.
Легколетучие примеси удаляются в конденсатно-пита-
тельном тракте ТЭС; значительная их доля покидает кон-
денсаторы турбин при поддержании в них разрежения. Га-
зы, десорбирующиеся в колонках термических деаэраторов,
т. е. О2, N2, Н2, СО2 и частично NH3 и N2H4, удаляются вме-
сте с выпаром. Газы, поступающие с потоками отборного
пара в регенеративные подогреватели, в процессе конденса-
ции пара распределяются между паром и конденсатом.
Часть газообразных примесей, оказавшаяся в паровой фа-
зе, удаляется из парового пространства подогревателей по
линиям отвода парогазовой смеси. На установках с различ-
ными начальными параметрами и разными типами основ-
ного оборудования способы вывода легколетучих примесей
сохраняются неизменными. Пути и способы вывода нелету-
чих примесей определяются начальными параметрами пара
и конструктивными особенностями котлов.
На установках с барабанными котлами вывод нелету-
чих примесей из основного цикла ТЭС осуществляется не-
прерывной продувкой. Вследствие упаривания кон-
213
В турбину
сброс
Рис. 9.1, Схема использования тепла непрерыв-
ной продувки:
1 — котел; _ 2 — линия непрерывной продувки; 3—
дроссельный клапан; 4 — расширитель; 5 — деаэра*
тор; 6 —охладитель
центрация нелетучих и малолетучих
примесей в котловой воде возрастает,,
и относительно небольшим количест-
вом котловой воды удается выводить
из цикла значительную долю этих
примесей.
Для уменьшения потерь теплоты и теплоносителя обычно предус-
матривают пропуск продувочной воды через специальные расширители
и теплообменники. На рис. 9.1 показана схема включения одноступенча-
того расширителя продувочной воды; котловая вода с температурой на-
сыщения, соответствующей давлению в барабане, поступает в расши-
ритель, проходя через дроссельно-регулирующий клапан. Снижение дав-
ления в этом клапане приводит к испарению части воды. Образующийся
насыщенный пар возвращается в систему регенеративного подогрева
питательной воды, а упаренная в расширителе продувочная вода на-
правляется в охладитель и затем выбрасывается. На ТЭС продувочная
вода может использоваться для подпитки тепловой сети закрытого ти-
па. При бесфосфатном режиме котловой воды продувочную воду, не со-
держащую фосфатов, можно использовать на установке подготовки
добавочной воды котлов. Несмотря на применение расширителей и ох-
ладителей, тепловые и энергетические потери на ТЭС, связанные с не-»
прерывной продувкой, довольно значительны.
В барабанных котлах линии непрерывной продувки от-
ходят из основного барабана или выносных циклонов, рас-
положенных в верхней части агрегата. Содержащиеся в
котловой воде частицы крупнодисперсного шлама могут
скапливаться в нижних коллекторах экранов. Не попадая
в барабан, они не могут быть удалены с продувочной водой.
Переместить линии непрерывной продувки в нижние точки
нельзя, так как при этом создается опасность нарушения
циркуляции в контурах котла. Но если из нижних коллек-
торов делать кратковременные периодические продувки, то,
не нарушая надежности циркуляции, можно существенно
повысить эффективность вывода из цикла грубодисперсных
примесей, в частности тяжелых и крупных частиц продукг
214
тов коррозии. На практике всегда сочетают непрерывную
продувку с периодической, которую выполняют по специ-
альному графику с соблюдением разработанного режима
для каждого агрегата.
На установках с прямоточными котлами находят при-
менение различные методы непрерывного вывода примесей
из цикла. В прямоточных котлах докритического давления,
оборудованных промывочно-сепарационными устройствами
(см. § 5.7), малолетучие примеси выводятся из цикла вме-
сте с водой, которая удаляется из этих устройств. На блоч-
ных установках с прямоточными котлами сверхкритических
параметров вывод примесей осуществляют на конденсато-
очистках. К настоящему времени большое распространение
получили энергоблоки сверхкритических параметров с тур-
бинами конденсационного типа. На таких установках «ос-
новным источником загрязнения рабочей среды солями и
кремнекислотой являются присосы охлаждающей воды в
конденсаторах турбин. Поступление в рабочую среду про-
дуктов коррозии обусловливается главным образом корро-
зией оборудования энергоблока. Конденсатоочистка пред-
назначена освобождать рабочую среду от всех этих приме-
сей.
Поскольку соли и кремнекислота не дают отложений в
регенеративных подогревателях, с точки зрения водного
режима этого участка ТЭС безразлично, в каком месте кон-
денсатопитательного тракта расположить ионитные фильт-
ры, предназначенные для удаления этих примесей. Соли и
кремнекислота могут давать отложения в турбинах и кот-
лах, поэтому важно обеспечить их удаление из питательной
воды. Из-за того что ионитные фильтры с использованием
регенерируемых смол при температурах воды более 50 °C
довольно быстро теряют обменную емкость, установку кон-
денсатоочистки с ионитными фильтрами предпочитают
располагать в области низких температур, т. е. за конден-
сатными насосами.
Когда сооружались первые конденсатоочистки, в целях их удешев-
ления и повышения компактности пытались ограничиться очисткой лишь
части конденсата (25—50 %) и только на ионитных фильтрах. Такое
решение было затем отвергнуто как ненадежное. Кроме того, при экс-
плуатации таких установок наблюдались необратимое загрязнение иони-
тов продуктами коррозии, снижение их рабочей обменной емкости и
ухудшение эффекта обессоливания воды. В результате не обеспечива-
лось выполнение норм чистоты питательной воды и пара.
215
В настоящее время на блоках СКД предусматривается
очистка всего конденсата турбин, т. е. 100%-ная конденса-
тоочистка. Для того чтобы ионитные фильтры лучше вы-
полняли свою основную функцию, перед копированием пре-
дусматривают стадию удаления из воды продуктов коррозии,
используя аппараты различных типов. На отечествен-
ных ТЭС в 70-е годы широко применялись намывные цел-
люлозные фильтры и фильтры насыпного типа с загрузкой
сульфоуглем, а в настоящее время все большее распростра-
нение получают электромагнитные фильтры (ЭМФ) [8.6].
Обессоливание конденсата на блочных конденсатоочистках
ведется по схеме совместного Н—ОН-ионирования с приме-
нением фильтров смешанного действия (ФСД). Применяют-
ся высокоскоростные ФСД, работающие при скорости
фильтрования 100—125 м/ч с выносной регенерацией.
При традиционном гидразинно-аммиачном режиме с
поддержанием в питательной воде значений рН=9,1±0,1
концентрация иона NH^b турбинном конденсате сущест-
венно превышает суммарную концентрацию других катио-
нов, что увеличивает нагрузку на ФСД и снижает продол-
жительность их рабочих циклов. При окислительных вод-
ных режимах с поддержанием в питательной воде меньших
значений pH и, следовательно, меньшей концентрации ам-
миака в очищаемом конденсате нагрузка на ФСД умень-
шается и соответственно сокращаются число регенераций
и расход реагентов на регенерацию. По данным [8.7] годо-
вая экономия на конденсатоочистке энергоблока 300 МВт
по сравнению с гидразинно-аммиачным режимом достигает
6—6,5 тыс. руб.
Широко применяемый в США гидразинно-аммиачный
режим с поддержанием в питательной воде значений pH на
уровне 9,4—9,6 ориентируется в системе конденсатоочист-
ки на совместное NH4—ОН-ионирование воды. В СССР на
энергоблоках, где осуществляется режим повышенного
амминирования, на конденсатоочистке используют метод
раздельного NH4—ОН-ионирования, применяя фильтры на-
сыпного типа [8.8, 8.9]. В этой технологической схеме ка-
тионитные фильтры одновременно выполняют роль и осве-
тлительных фильтров, задерживая тонкодисперсные про-
дукты коррозии.
Поступление продуктов коррозии 'железа и меди из обо-
рудования конденсатно-питательного тракта, расположен-
ного за конденсатоочисткой, приводит к тому, что в пита-
тельной воде перед экономайзером концентрация продуктов
216
коррозии снова возрастает, часто превышая установленные
нормы. В этих условиях не удается избежать образования
железоокисных отложений в котлах и заноса проточной ча-
сти турбин окислами меди и железа. С целью более полно-
го вывода из цикла продуктов коррозии на конденсатоочи-
стку направляют также и конденсаты греющего пара из
ПНД. Сливая каскадно дренажи ПНД в конденсатор, их
очищают в смеси с турбинным конденсатом, при этом теп-
ловая экономичность энергоблока несколько снижается.
Рис. 9.2. Расположение низкотемпературной конденсатоочистки в теп-
ловой схеме энергоблока:
1 — фильтры для удаления продуктов коррозии; 2 — ФСД ,
Этот вариант включения конденсатоочистки в тепловую
схему энергоблока показан на рис. 9.2. В связи с отмечен-
ными недостатками низкотемпературной конденсатоочистки
не прекращаются работы по изысканию новых технологиче-
ских схем и материалов, пригодных к использованию в
точках цикла- с более высокой температурой. Повышение
допустимой температуры в системе конденсатоочистки ак-
туально для новых энергоблоков с теплофикационными
турбинами на сверхкритические параметры пара. В настоя-
щее время на мощных отечественных энергоблоках с турби-
нами Т-250/300-240, где в общем потоке очищаемого кон-
денсата (1300 т/ч) велика доля конденсата сетевых подо-
гревателей, приходится перед конденсатоочисткой осущест-
влять охлаждение конденсата, а это ведет к снижению
экономичности ТЭЦ.
За рубежом получила распространение технология очистки конден-
сата на намывных ионитных фильтрах, запатентованная в США под
названием «паудекс-процесс». В качестве фильтрующего материала в
217
них используются смеси порошкообразных ионитов с размером частиц.
50- 70 мкм. Катионит используется в Н- или МН4-форме, анионит —
в ОН-форме. Так как в смешанном слое порошкообразных ионитов сов-
мещается удаление дисперсных и ионизированных примесей воды, та
схема конденсатоочистки с намывными ионитными фильтрами получа-
ется компактной. Большим ее преимуществом является возможность,
очистки воды при более высоких температурах в связи с однократным
использованием ионообменных смол. По окончании фильтроцикла, кото-
рый длится 20—30 сут, отработавший слой ионитов выбрасывают и на-
мывают новую порцию фильтрующих материалов.
Рис. 9.3. Расположение высокотемпературной конденсатоочистки в теп-
ловой схеме энергоблока:
1 — намывные ионитные фильтры
Включение намывных ионитных фильтров в тепловую схему энерго-
блока (рис. 9.3) на участке тракта с температурой 90—120° С дает воз-
можность очищать конденсат греющего пара всех ПНД без сброса в.
конденсатор. По сравнению с вариантом, показанным на рис. 9.2,
достигается выигрыш в тепловой экономичности и, кроме того, обес-
печивается удаление продуктов коррозии, поступающих в конденсат
с водяной стороны ПНД. При охлаждении конденсаторов морской во-
дой высокотемпературная очистка конденсата на намывных ионитных
фильтрах резервируется ФСД, которые устанавливаются за конденса-
тором. Так как слой ионитов в намывных фильтрах очень мал (3—8 мм)
и мал общий объем загрузки, продолжительность фильтроциклов в слу-
чае повышения присосов высокоминерализованной воды может резко
сократиться. При достаточной плотности конденсаторов работают толь-
ко намывные ионитные фильтры, а в периоды повышения присосов ох-
лаждающей воды в работу включаются и резервные ФСД; очистка кон-
денсата идет в две ступени. Для экономии порошкообразных ионитов
в намывных фильтрах стали прибегать к созданию защитных слоев
(над слоем ионитов).
218
9.2. СПОСОБЫ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫВОДА ПРИМЕСЕЙ
Непрерывный вывод из цикла малолетучих примесей не
всегда оказывается достаточно эффективным. В период,
когда поступающее в цикл количество примесей превыша-
ет возможности их удаления, концентрация их в рабочей
среде повышается. Опыт эксплуатации ТЭС показывает,
что скорость загрязнения оборудования отложениями зави-
сит от того, насколько строго выполняются установленные
нормы водного режима и соблюдаются мероприятия по за-
щите оборудования от стояночной коррозии. Примеси, кото-
рые выделялись в твердую фазу и образовали отложения,
удалить из пароводяного тракта способами, описанными в
§ 9.1, конечно, невозможно. Эта задача решается периоди-
ческими эксплуатационными промывками оборудования.
На ТЭС применяют различные виды эксплуатационных
промывок. Режим и технология их проведения определяют-
ся, с одной стороны, конструктивными особенностями обо-
рудования, с другой стороны, — количеством, химическим
составом и структурой отложений. Важной технологической
их характеристикой является способность смываться водой.
Исходя из этой технологической характеристики, отложе-
ния подразделяют на водовымываемые и водоневымывае-
мые. Водовымываемые отложения не обязательно состоят 1?
целиком из легкорастворимых в воде соединений. В таких
отложениях могут содержаться и нерастворимые в воде
компоненты. Однако последние должны быть распределены
в слое отложений таким образом, чтобы после перехода в
раствор легкорастворимых компонентов связь нераствори-
мых компонентов друг с другом и с поверхностью металла
нарушалась. В этом случае нерастворимые компоненты
будут смываться с поверхности металла механически.
Когда в слое отложений преобладают нерастворимые сое-
динения, после перехода в раствор растворимых компонен-
тов слой отложений полностью не разрушается, хотя и про-
исходят некоторые изменения его состава и структуры.
Поток движущейся воды незначительно обогащается раство-
римыми соединениями (их мало в таких отложениях), еще
меньше поступает в воду твердых частиц нерастворимых
компонентов, поскольку структура слоя осталась в своей
основе неразрушенной. Подобные отложения Н. Г. Пацуков
и Ю. О. Нови [9.1, 9.2] характеризуют как водоневымывае-
мые. Для удаления водовымываемых отложений применяют
водные и водно-паровые промывки оборудования, а для
219
удаления водоневымываемых отложений приходится ис-
пользовать химические промывки.
Основным методом удаления отложений из проточной
части турбин является промывка турбин влажным па-
ром под нагрузкой. Все операции по промывке турбин
проводятся персоналом» обслуживающим турбину. На-
блюдение за ходом промывки турбин ведет персонал
химической лаборатории.
Промывка влажным паром осу-
ществляется при пониженном давле-
нии и сниженной нагрузке (30—40 %,
для турбин активного типа). Через
специальное увлажнительное устрой-
ство в паропровод перед турбиной
впрыскивается вода, с помощью ко-
торой температура пара для турбин
среднего давления постепенно снижа-
ется до температуры насыщения, при-
этом в турбине, работающей с пони-
женной нагрузкой, образуется влаж-
ный пар. Капли влаги, соприкасаясь с
загрязненной поверхностью, растворя-
ют легкорастворимые компоненты
отложений. На рис. 9.4 схематично по-
казано, как изменяются в процессе
промывки турбины параметры пара
перед турбиной, количество впрыски-
Рис. 9.4. Схема графика про-
мывки турбины:
р0 —давление перед турбиной; /0 —
температура пара перед турбиной;
С — солесодержание конденсата;
В — расход впрыскиваемой воды
ваемой воды и солесодержание конденсата. Промывку турбины ведут до
тех пор, пока солесодержание конденсата не сравняется с солесодержа-
нием пара, поступающего в турбину. Выравнивание этих концентраций:
указывает на прекращение вымывания солевых отложений. Продолжи-
тельность промывки турбины зависит от степени ее загрязненности. Чем:
больше отложений в турбине, тем больше времени требуется на про-
мывку. Чаще всего оно укладывается в интервале 6—12 ч.
Турбины среднего давления, получающие пар непосред-
ственно от котлов, содержат смешанные отложения, состоя-
щие на 90—95 % из легко растворимых в,воде солей на-
трия с. примесью окислов железа и свободной кремнекисло-
ты. При растворении солей натрия структура таких отложе-
ний нарушается настолько, что нерастворимые компоненты
механически смываются. Промывка влажным паром такого-
типа турбин является эффективной, отложения удаляются
практически полностью. Турбины среднего давления, полу-
220
чающие пар от предвключенных турбин высокого давления,
имеют гораздо меньше смешанных отложений. На их по-
следних ступенях содержатся преимущественно окислы
железа и свободная кремнекислота, плохо растворимые в
воде. Промывкой влажным паром такого типа турбин пол-
ностью освободить их от отложений не удается.
Турбины высокого и сверхвысокого давлений в ЦВД
имеют смешанные отложения с меньшим, чем в турбинах
среднего давления, содержанием солей натрия и большим
содержанием нерастворимых в воде компонентов (окислы
железа и меди, двуокись кремния). В ЦНД этих турбин в
отложениях преобладают свободная кремнекислота и окис-
лы железа. С уменьшением процента содержания в отложе-
ниях легкорастворимых солей натрия эффективность удале-
ния отложений влажным паром уменьшается.
Для турбин, имеющих водоневымываемые кремнекислые
отложения, находит применение метод промывки влажным
паром с добавлением едкого натра. При промывке турбин
высокого давления подача воды на впрыск обычно рассчи-
тывается таким образом, чтобы пар на входе в турбину
имел влажность около 2 %. Щелочь вводится во впрыски-
ваемую воду в виде 7—10 %-ного раствора. Капли щелоч-
ного раствора, соприкасаясь в турбине с отложениями, со-
держащими свободную кремнекислоту, растворяют ее. Час-
тицы окислов железа, нерастворимые в щелочном растворе,
в случае их присутствия в кремнекислых отложениях по
мере растворения SiO2 смываются механически.
Процесс щелочной промывки турбины контролируется
по изменению в турбинном конденсате кремнесодержания.
По окончании щелочной промывки делают двухчасовую
промывку паром, увлажняемым чистым конденсатом или
питательной водой. Так как котлы высокого давления не
могут питаться сильно загрязненным конденсатом, прихо-
дится весь или часть конденсата, получаемого в период про-
мывки турбин, удалять из основного цикла станции. Для
восполнения увеличивающихся потерь необходимо иметь
достаточно большие баки с запасом чистого конденсата или
обессоленной воды. Удаляемый из основного цикла загряз-
ненный конденсат целесообразно использовать при подго-
товке добавочной воды, для чего должна быть предусмот-
рена.его подача на основную водоочистку.
Отложения с высоким содержанием окислов меди и же-
леза, характерные для турбин сверхкритических парамет-
ров, плохо удаляются при промывках влажным паром.
221
*
В настоящее время освоены химические очистки проточной
части турбин СВД с применением трилона Б. Для турбин
К-300-240 разработаны два варианта химических промы-
вок, а именно химическая промывка турбины под нагрузкой
и промывка при капитальном ремонте [9.3, 9.4].
Во время капитального ремонта химическая очистка производится
погружением рабочих лопаток всех ступеней турбины в подогретый до
ВО °C 5 %-ный раствор трилона Б. Для проведения химической промыв-
ки используют специальные ванны, которые устанавливают вдоль оси
балансировочного стенда; ротор турбины укладывают на подшипники
этого стенда и периодически вручную проворачивают, чтобы с раство-
ром трилона Б могли поочередно контактировать все лопатки. После
выдержки в моющем растворе все детали промывают горячей водой.
На промывку каждого ротора турбины затрачивается 40—60 ч. Эффек-
тивность промывки оценивается при визуальном осмотре.
При промывке турбины СКП под нагрузкой мощность агрегата
снижают до 10—20 %, в ЦВД направляют влажный пар со степенью су-
хости 0,95—0,97, температурой 235—260 °C и подают в него раствор
трилона Б с концентрацией 3,5—5 г/кг в непосредственной близости
•от турбины. Схема ввода моющего реагента перед сопловыми сегмен-
тами ЦВД турбины К-300-240 показана на рис. 9.5. Там же показаны
точки отбора проб для химического контроля процесса промывки, ко-
торый ведут по содержанию железа, меди и кремниевой кислоты. После
•окончания химической промывки, которая продолжается 5—6 ч, в тече-
ние 1 ч проводят промывку турбины влажным паром. Об эффективнос-
ти промывки турбины под нагрузкой судят по увеличению предельной
мощности турбины и повышению внутреннего относительного КПД.
Промывки турбины под нагрузкой относятся к числу
сложных и ответственных' операций, осуществляемых на
ТЭС. Они разработаны ОРГРЭС [9.3-—9.6] и проводятся
по специальным технологическим схемам, которые различ-
ны для разных типов турбинных установок. Специфические
особенности в эти схемы вносят не только начальные пара-
метры, но и тип котлов (барабанные, прямоточные), тепло-
вая схема (блочная или секционированная), вторичный пе-
регрев пара и др. Рациональная периодичность промывки
турбин устанавливается на основе технико-экономических
расчетов, в которых учитывается, с одной стороны, ущерб,
связанный с нарастающим во времени снижением эконо-
мичности в связи с образованием отложений, а с другой
стороны, расходы, связанные с проведением промывки.
Отложения, которые остаются в турбинах после перио-
222
Рис. 9.5. Схема химической промывки турбины К-300-240:
/ — мерные бачки; 2 — насосы-дозаторы; 3 — дроссельные клапаны байпасов ГПЗ;
4 — блоки клапанов высокого давления; 5 — перепускные трубы; 6 — конденсате*
очистка; 7 — конденсатный насос первой ступени; 8— конденсатный насос второй
ступени; ХК— точки отбора проб: ХК-1— свежий пар; ХК-2— из камеры регули-
рующей ступени; ХК-3 — дренаж после ЦВД; ХК-4 — пар после ЦВД; ХК-5— кон-
денсат перед кондеисатоочисткой; ХК-6 — конденсат после конденсатоочистки^
ХК-7 — конденсат после ПНД; I — свежий пар; II— пар промперегрева; III — от-
борный пар; IV— раствор трилона Б; V— конденсат; VI — дренаж
дических промывок влажным паром или химических промы-
вок, удаляются при очередном останове турбины на ремонт.
Во время ремонта отложения снимают вручную скребками,
шкурками, очищают все загрязненные поверхности, т. е. ра-
бочие лопатки, диафрагмы, клапаны и пр.
При плановых остановах энергоблоков предусматрива-
ется, проведение после расхолаживания блока водных про-
мывок пароперегревателей барабанных котлов и всех по-
верхностей нагрева прямоточных котлов.
Водные промывки прямоточных котлов блочных устано-
вок осуществляют в процессе пуска блока на сепараторном
режиме. При промывке расход питательной воды увеличи-
вают примерно в 1,5 раза по сравнению с растопочным ре-
жимом, чтобы повысить скорости и увеличить гидродинами-
ческое воздействие потока на отложения. Как правило^
водную промывку ведут в несколько этапов. Сначала воду
прокачивают только через испарительные поверхности на-
грева, которые обычно больше загрязнены отложениями,,
22&
чем тракт первичного пароперегревателя. На этом этапе
промывочную воду сбрасывают из растопочного сепаратора
в циркуляционные водоводы или в систему гидрозолоудале-
ния. Когда концентрации примесей за сепаратором понизят-
ся, в частности Fe до 1500 мкг/кг, промывочную воду
направляют на конденсатоочистку и продолжают промывку
по замкнутому контуру: деаэратор — насос— испаритель-
ная часть котла — конденсатоочистка. При дальнейшем
снижении концентрации окислов железа в промывочную
схему включают первичный пароперегреватель. Заканчива-
ют промывку, когда концентрации железа и кремниевой
кислоты в промывочной воде достигают значений, которые
допускаются для питательной воды нормами ПТЭ припус-
ках котлов. Общая продолжительность водной промывки
составляет от 2 до 6 ч..
Необходимость проведения химических очисток котлов
устанавливают на основе наблюдений за накоплением водо-
невымываемых отложений. Об их количестве судят по дан-
ным исследований контрольных вырезок образцов труб,
взятых во время капитальных и текущих ремонтов котлов.
На основании статистики пережогов экранных труб счита-
ется целесообразным проводить химические промывки,
когда количество отложений в прямоточных котлах сверх-
критических параметров превышает 50 г/м2, соответственно
в барабанных котлах1 300 г/м2.
Для удаления водоневымываемых отложений использу-
ют различные схемы и способы химических промывок [9.7].
Так как их выполнение связано с остановом котла, то с
целью сокращения сроков промывки, а следовательно, и
продолжительности простоя котла стремятся проводить
промывки с максимальным использованием рабочей схемы.
В прямоточных котлах докритических параметров отложе-
ния сосредоточиваются в основном в переходной зоне. Для
их удаления было бы достаточно химически промывать
только переходную зону. Однако часто предпочитают про-
водить очистку таких котлов по их полной рабочей схеме,
чтобы не затрачивать времени на монтаж специальной ус-
тановки. Такое решение накладывает определенное ограни-
чение на выбор реагентов для промывки. Пригодными для
f
1 Эти количества зависят от типа топлива и устройства топки. При
высоких тепловых нагрузках, в особенности локальных, нельзя допус-
кать, чтобы количество отложений в этих местах превышало 100—
150 г/м2. Таким образом, организация топочного режима часто опре-
деляет сроки промывки.'—Прим. ред.
224
промывки всего котла будут такие реагенты, которые смо-
гут обеспечить перевод в растворенное состояние всех
компонентов отложений и предотвратить осаждение обра-
зующихся соединений на других участках котла. При вклю-
чении в схему промывки всего тракта котла увеличиваются
расходы реагента, так как увеличиваются поверхности
металла, соприкасающиеся с моющими растворами. Не-
смотря на применение ингибиторов коррозии (см. § 3.2) ,
реагенты расходуются на растворение не только отложен
ний, но и металла промываемого оборудования.
Чтобы не расходовать лишнее количество реагентов,
пелесообразно чередовать химические промывки всего кот-
ла с промывками отдельных его участков, где образуется
наибольшее количество водонерастворимых отложений.
В прямоточных котлах сверхкритических параметров зона
максимума железоокисных отложений располагается в по-
верхностях нижней радиационной части (НРЧ). По сравне-
нию со схемой химической промывки всех поверхностей
котла схема локальной 'промывки НРЧ получается (рис.
9.6) более простой.
Рис. 9.6. Схема химической промывки НРЧ котла ПК-41:
1 — баки реагентов; 2 — насос-дозатор; 3— растопочный сепаратор; 4 — экономай-
зер; / — подвод конденсата; II — подвод раствора аммиака; /// — сжатый воздух;
/V —в нижнюю часть конденсатора; V — в циркуляционный водовод; V/— ца
шламоотвал; VII — за выходным экраном НРЧ; VIII — фронтовой экран НРЧ
15—905
225
По этой схеме моющий раствор с высокой концентрацией реаген-
та — двузамещенной аммонийной соли ЭТА — насосом-дозатором пода-
ется через линии воздушников к НРЧ котла. Разбавление раствора до
нужной концентрации (0,03—0,05 %) осуществляется непосредствен-
но в промываемом участке, куда поступает подогретая питательная во-
да с. температурой 130—150° С и скоростью 1,5—2 м/с. За выходным
экраном НРЧ промывочный раствор направляется на сброс или на реге-
нерацию ЭДТА. Технология такой регенерации была разработана в
МО ЦКТИ В, А. Тататутой.
Локальная промывка НРЧ по замкнутому контуру длится 4—6 ч;
промывка всего котла занимает 10—15 ч.
Для проведения общих химических промывок котлов
применяются либо схемы, подобные рекомендованным для
предпусковых промывок [3.1], либо различные упрощен-
ные схемы, учитывающие особенности оборудования, со-
став отложений, наличие и стоимость реагентов и прочие
факторы. Химические промывки барабанных котлов часто
выполняют без монтажа сложных промывочных схем, огра-
ничиваясь сооружением бака для приготовления раствора
реагентов и подключением промывочного насоса.
Упрощенная схема химической промывки барабанного котла пока-
зана на рис. 9.7. Заполнение котла растворами реагентов производится
через нижние продувочные точки, имеющиеся в нижних коллекторах
экранов. Через них осуществляется и дренирование моющих растворов.
Рис. 9.7. Схема химической промывки барабанного котла:
/ — нижние коллекторы экранов; 2 ~ дренажное кольцо; 3 — бак раствора реа-
гента; 4 — промывочный насос; 5 — трубопровод рециркуляции;—:!— — суще-
ствующие трубопроводы; —---монтируемые трубопроводы
226
В случаях, когда в барабанах были обнаружены трещины, промывке
подвергают только экранные поверхности. Чтобы моющий раствор
не попал в барабан, экранную систему заполняют раствором до отмет-
ки ниже барабана. Время выдержки раствора зависит от количества
загрязнений; обычно оно не превышает 6—8 ч. Когда барабан не име-
ет трещин, котел заполняют моющим .раствором до растопочного уров-
ня. Если технология промывки предусматривает применение горячих
растворов, можно осуществить их подогрев в самом котле. Для этого
котел растапливают с открытыми воздушниками барабана и аварий-
ным сбросом. Когда ведется огневой обогрев (поочередно разными го-
релками, чтобы равномерно обогреть все экраны), возникает циркуля-
ция раствора и обеспечивается его перемешивание. Через 0,5—1,5 ч
обогрева температура раствора повышается до 70—80° С.
В качестве основных реагентов при химических промыв-
ках котлов используют соляную и лимонную кислотк, цо-
ноаммонийцитрат, а из числа комплексонов ЭДТА и ее
натриевые и аммонийные соли. В качестве добавок к основ-
ным реагентам в моющие растворы вводят гидразин, гид-
роксиламин, малеиновый ангидрид, фтористый натрий, а
также ингибиторы коррозии, такие, как Г1Б-5, уротропин,
каптакс, катапин. Для нейтрализации остатков кислых ре-
агентов после дренирования моющего раствора применяют
едкий натр, аммиак и фосфаты натрия.
Выбор реагентов и оптимальной технологии химической
промывки представляет определенные трудности. Объектив-
ная оценка эффективности промывки может быть дана
лишь после ее осуществления при осмотре и анализе отло-
жений в образцах контрольных вырезок. Данные об эффек-
тивности той или иной технологии промывки, полученные
на одном котле, не могут без коррективов переноситься на
другие котлы, поскольку в различных эксплуатационных
условиях возможно образование отложений различного со-
става и строения. Важно для совершенствования такого
ответственного этапа в обслуживании оборудования, каким
являются химические промывки, накапливать и обобщать
опыт и результаты многократных повторных промывок кот-
лов различными методами. К настоящему времени опыт
проведения повторных промывок на одних и тех же котлах
еще невелик, он концентрируется на заводе «Котлоочистка»,
в Союзтехэнерго и других организациях.
Новым направлением удаления отложений из котлов
являются химические промывки без останова агрегата —
очистки «на ходу». В барабанных котлах осваиваются ме-
тоды промывки «на ходу» на полных рабочих параметрах
15*
227
гидразином и трилоном Б. Первый из таких методов пред-
ложен ВТИ (Н. Н. Манькиной), второй —МЭИ (Т. X. Мар-
рулевой). Введением в котловую воду повышенные
честв гидразингидрата достигается диспергирован.^.-
жений с образованием большого количества
частиц. Их удаление из котла осуществляют ус<— -
продувками. При трилонировании концентрации ,г.
котле не увеличивается, вода обогащается главны>^0/\^;
растворимыми соединениями. В периоды промыве.-
«на ходу» непрерывную продувку увеличивают в 1
за и существенно сокращают интервалы проведения ....
дических продувок,
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНОГО РЕЖИМА
ИСПАРИТЕЛЕЙ, ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ
ОХЛАЖДЕНИЯ
10.1. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ИСПАРИТЕЛЕЙ
При использовании природных вод с повышенной и вы-
сокой минерализацией в качестве источника водоснабже-
ния ТЭС подготовка добавочной воды для котлов методами
химического обессолйвания обходится дорого. По технико-
экономическим соображениям в случаях, когда суммарное
содержание анионов сильных кислот в исходной воде пре-
вышает 5 мг-экв/л, рекомендуется [10.1] восполнять поте-
ри в основном цикле дистиллятом испарителей. Для мощ-
ных энергоблоков наряду с испарителями всегда предусмат-
риваются также резервные установки химического
обессоливания воды.
В настоящее время на ТЭС при подготовке добавочной
воды термическим способом наибольшее распространение
получили испарители поверхностного типа. Греющей сре-
дой в них служит отборный пар турбины. Вода, находя-
щаяся в водяном пространстве аппарата, при испарении
образует вторичный пар, который затем конденсируется,
образуя дистиллят.
Охлаждение вторичного пара может осуществляться по-
током турбинного конденсата в специальном теплообмен-
нике-конденсаторе испарителя либо в одном из регенера-
тивных подогревателей. В последнем случае вторичный пар
228
смешивается с греющим паром регенеративного подогрева-
теля; в конденсатно-питательный тракт при этом поступает
дистиллята с конденсатом греющего пара регенератив-
логревателя. Из конденсатора испарителя дистиллят
сдаваться в конденсатно-питательный тракт по са-
• слы-юй линии.
^- -.^лёняются различные схемы включения испарителей
...... ую схему станции. Наиболее экономичным в тепло-
* • ешепии является включение конденсатора испари-
Рис. 10.1. Схема включения испа-
рителя в регенеративную схему
турбины:
КИ — конденсатор испарителя; ХОВ —
химически очищенная вода
в деаэратор 6кгс/см2
теля перед ПНД, к которому подводится пар из того же
отбора турбины, что и к испарителю (рис. 10.1). На рис. 10.2
показан общий вид вертикального испарителя; такие аппа-
раты в настоящее время и выпускаются для ТЭС.
Греющая секция располагается внутри корпуса испарителя и за-
крепляется специальнми лапами. Она представляет собой цилиндрическую
камеру с двумя трубными досками, в которые завальцованы верти-
кальные стальные трубы. Между камерой и корпусом испарителя име-
ется кольцевой зазор. Уровень испаряемой воды находится выше гре-
ющей секции. Пар из отбора турбины поступает в верхнюю часть меж-
трубного пространства греющей секции. С помощью направляющей пере-
городки обеспечивается движение потока пара перпендикулярно осям
вертикальных труб. В верхней части греющей секции пар движется от
центра к периферии, а в нижней части — в обратном направлении. От-
давая теплоту воде, находящейся в трубах, греющий пар конденсирует-
ся. Образующийся на внешней поверхности труб конденсат стекает в
нижнюю часть секции и отсюда отводится по специальной трубе. В во-
дяном объеме при работе аппарата создается контур естественной цир-
куляции. Вторичный пар, образующийся внутри труб, вместе с водой
движется по трубам вверх, а вода в кольцевом зазоре между греющей
секцией и корпусом испарителя движется вниз. Для наблюдения за
уровнем воды в корпусе аппарата и уровнем конденсата в греющей сек-
ции установлены водоуказательные стекла.
15а—905
229
Продувка и спуск
из корпуса
Рис. 10.2. Вертикальный испа-
ритель типа И-250-1:
1 — корпус; 2 — нижнее днище с
опорами; 3 — верхнее днище; 4 —
греющая секция; 5 — опускные
трубы; 6'-направляющая перего-
родка; 7 — паропромывочное уст-
ройство; 8 — жалюзийный сепара-
тор; 9 — регулятор питания; 10 —
питательная труба; И—распреде-
лительная труба; 12 — люк; 13 —
щиток манометров; 14 — трубка от-
вода газов из греющей секции в
корпус
230
В паровом пространстве испарителя находятся сепарационные и па-
ропромывочные устройства. Во всех типах вертикальных испарителей
вблизи штуцера для отвода вторичного пара размещается жалюзий-
ный пластинчатый сепаратор; он перекрывает все сечение. Когда испа-
рители имеют одноступенчатую промывку пара, паропромывочное
устройство выполняется в виде дырчатого листа, на который
по распределительной трубе подается питательная вода. Вторичный пар,
проходя через отверстия листа и препятствуя протеканию жидкости
через эти отверстия, барботирует через слой воды. Отвод промывочной
воды с дырчатого листа осуществляется по опускным трубам в нижнюю
часть испарителя. Когда испарители имеют двухступенчатую промывку,
в паровом пространстве между жалюзийным сепаратором и греющей
секцией монтируются один над другим два паропромывочных дырча-
тых листа либо один дырчатый лист (вверху) и орошаемая насадка из
колец Рашига. На нижерасположенное промывочное устройство ’пода-
ется питательная вода испарителя, на верхний дырчатый лист—конден-
сат в количестве 5 % производительности аппарата.
В современной маркировке испарителей находят отражение размер
поверхности нагрева аппарата и число ступеней промывки вторичного
пара. Так, шифр И-250-2 означает, что испаритель имеет поверхность
нагрева, равную 250 м2, и две ступени промывки вторичного пара;
шифр И-250-1 означает, что при той же поверхности нагрева в испари-
теле имеется одно паропромывочное устройство. Когда в шифре испа-
рителя отсутствует вторая цифра, это означает, что в его конструкции
паропромывочные устройства не предусмотрены.
В задачи организации водно-химического режима испа-
рителей входят получение дистиллята высокого качества,
предотвращение отложений на поверхностях нагрева, а так-
же коррозии металла как самого испарителя, так и его
конденсатора и соединительных трубопроводов.
По ПТЭ качество дистиллята нормируется по двум по-
казателям— содержанию натрия и свободной углекислоты
(табл. 10.1). Поскольку в процессе конденсации вторичного
пара его дополнительное загрязнение соединениями натрия
практически исключено, то чистота дистиллята по этому
показателю определяется качеством вторичного пара. Ис-
парители обычно работают при низких параметрах: давле-
ние вторичного пара менее 1,5 МПа. - В этих условиях за-
грязнение пара нелетучими примесями происходит только
в результате капельного уноса; для его уменьшения и при-
бегают к сепарации. В испарителях, как правило, применя-
ют сепараторы жалюзийного типа, размещая их перед па-
роотводящим патрубком. В нижерасположенной части
15а*
231
Таблица 10.1. Нормы качества дистиллята и питательной воды
испарителей по ПТЭ (1977 г.)
1 Нормируемый показатель Дистил- лят Питательная вода Примечание
'Соединения натрия в пересчете на <100 —н^—* —в
Na, мкг/кг Свободная СО2, мг/кг <2 Отсутствие т После
Кислород, мкг/кг Жесткость, мкг-экв/кг Соединения железа в пересчете на • <20 <10 <200 > деаэра- ) тора
Fe, мкг/кг Соединения меди в пересчете на Си, мкг/кг Содержание масел, мг/кг 4* <20 >—
парового пространства осуществляется осадительная сепара-
ция. Эффективности этого процесса способствуют большая
высота парового объема, относительно равномерное рас-
пределение скоростей пара по сечению, заметная разница
в значениях плотности паровой и жидкой фаз Н2О при низ-
ких давлениях. Вследствие высоких концентраций приме-
сей в упариваемой воде, т. е. в концентрате испарителя,
получить высококачественный дистиллят, применяя только
сепарационные устройства, в большинстве случаев не уда-
ется. Для повышения чистоты вторичного пара в современ-
ных испарителях широко используется метод промывки
пара. В испарителях с одной ступенью промывки на паро-
промывочное устройство подается питательная вода. Хотя
в ней концентрации примесей бывают значительными, про-
мывка вторичного пара питательной водой заметно улуч-
шает его качество по содержанию нелетучих примесей.
Оценим эффективность промывки пара расчетом, сравнив качество
вторичного пара двух испарителей, которые питаются водой одинаково-
го качества и работают с одинаковой степенью упаривания концентра-
та. Допустим, что концентрация натрия в питательной воде испарите-
лей будет равна 50 мг/кг, а в концентрате испарителей 2000 мг/кг.
Пусть влажность пара испарителя без паропромывочного устройства
будет 0,02 %, а влажность вторичного пара испарителя с паропромы-
вочным устройством — 0,05 %.
Качество вторичного пара по нелетучим примесям, определяемое
капельным уносом жидкой фазы, с которой пар контактирует перед
232
поступлением в пароотводящую трубу, находим, пользуясь выраже-
нием (5.1}:
С®л= С со/100.
п в
Для испарителя без промывки пара получим концентрацию натрий
в паре
0,02
Сп " 2000 ~ =0,40 мг/кг = 400 мкг/кг.
Эта величина в 4 раза превышает предельно допустимую по дей-
ствующим нормам (100 мкг/кг). Для испарителя с промывкой пара
питательной водой получим концентрацию натрия в паре
0,05
Сп = 50 ——~ 0,025 мг/кг = 25 мкг/кг,
100 *
f
Пар такого качества удовлетворяет нормам (табл. 10.1).
Две ступени промывки пара применяются в случаях^
когда испарители питаются водой с высоким солесодержа-
нием и когда требуется получить дистиллят с минимальной
концентрацией нелетучих примесей. Повторная промывка
вторичного пара обычно ведется конденсатом.
Чистота пара испарителей зависит также от режимных факторов,,
таких, как нагрузка и положение уровня концентрата в корпусе испа-’
рителя. С увеличением нагрузки растет подъемная скорость пара, уве-
личивается капельный унос и ухудшаются условия сепарации. Чтобы
качество дистиллята по содержанию натрия не выходило за допусти-
мые пределы, производительность испарителя не должна превышать.'
определенного значения, установленного при теплохимических его испы-‘
таниях. Отклонение уровня концентрата от нормального положения
как в ту, так и другую сторону вызывает повышение концентраций при-
месей в промывочной воде, в связи с чем эффективность промывки
снижается. Завышение уровня ведет к резкому увеличению влажности
пара из-за сокращения высоты парового пространства перед паропро-
мывочным устройством. Понижение уровня до верхней трубной доски
и ниже приводит к «прострелу» парового пространства струями паро-
водяной смеси и забросу значительных количеств концентрата в про-
мывочную воду. Для обеспечения требуемого качества дистиллята не-
обходимо, чтобы регулятор питания поддерживал постоянство уровня
концентрата.
! ' 1
Содержание легколетучих примесей, в частности СО2„
при промывке вторичного пара практически не снижается.
Для обеспечения норм дистиллята по этому показателю не-,
обходимо проводить соответствующую подготовку пита*?
23 S
тельной воды. Требуется не только удалять свободную СО2
до поступления воды в испаритель, но и снижать до мини-
мума карбонатную и бакарбонатную щелочность воды. По-
добно котлам в процессе упаривания воды в испарителях
происходит разложение, хотя и менее полное, ионов НСОГ
и СОз [см. реакции (7.2) — (7.4)] с образованием свобод-
ной СО2. Последняя поступает в паровую фазу в количест-
вах, определяющихся содержанием карбонатов и бикарбо-
натов в питательной воде и степенью их разложения в
испарителе. Нормирование свободной СО2 в дистилляте ис-
парителей диктуется необходимостью предотвращения
коррозии по тракту вторичного пара и дистиллята и тре-
бованием уменьшить поступление продуктов коррозии в ос-
новной цикл станции с этой составляющей питательной
воды. В случаях, когда дистиллят испарителей используют
для питания прямоточных котлов, его подвергают допол-
нительной очистке, пропуская вместе с турбинным конден-
сатом через фильтры конденсатоочистки. Для предотвра-
щения коррозии внутренних поверхностей испарителей
нормируют в питательной воде этих аппаратов содержание
растворенного кислорода и свободной углекислоты. Уда-
ление О2 и СО2 из питательной воды испарителей осуществ-
ляют в специальных термических деаэраторах. Хорошая
деаэрация питательной воды способствует сокращению по-
ступлений в испаритель продуктов коррозии, что в свою оче-
редь уменьшает образование железоокисных и медных от-
ложений. С целью предотвращения накипей, состоящих из
соединений кальция и магния, при подготовке питательной
воды испарителей предусматривают ее глубокое умягчение.
Сравнивая данные табл. 10.1 и 8.2, легко заметить, что тре-
бования к качеству питательной воды испарителей совпа-
дают с требованиями к питательной врде котлов давлени-
ем менее 0,4 МПа, работающих на твердом топливе. В слу-
чае питания испарителей химически очищенной водой с
общим солесодержанием более 2000 мг/кг в испарителях,
как и в барабанных котлах применяют коррекционную
обработку упариваемой воды фосфатами. Особенности сос-
тава питательной воды испарителей обусловливают воз-
можность применения лишь щелочно-фосфатного (солефос-
фатного режима (см. с. 197). На электростанциях с бара-
банными котлами для питания испарителей целесообразно
использовать продувочную воду котлов после расширите-
лей. При этом сокращаются расходы на подготовку хими-
чески очищенной воды для питания испарителей и полнее
234
используется теплота продувочной воды. По своему ка-
честву котловая вода удовлетворяет требованиям, предъ-
являемым к питательной воде испарителей. В ней нет раст-
воренного кислорода, а также свободной и связанной угле-
кислоты; жесткость, общее соле- и кремнесодержание
существенно меньше, чем в химически очищенной воде, име-
ется избыток фосфатов. Продувочная вода несколько усту-
пает химически очищенной лишь по содержанию взвешен-
ных веществ. Для ограничения роста концентраций приме-
сей в упариваемой воде в испарителях применяют
непрерывную продувку. Нормы качества концентрата уста-
навливают при проведении теплохимических испытаний.
В последние годы на крупных ТЭС началось внедрение
испарителей мгновенного вскипания. В аппаратах этого ти-
па процесс генерации вторичного пара происходит в сво-
бодном объеме испарительной камеры в отсутствии тепло-
передающёй поверхности, поэтому требования к питатель-
ной воде снижаются и, следовательно, упрощается ее
подготовка.
На рис. 10.3 показана принципиальная технологическая схема испа-
рительной установки мгновенного вскипания, а на рис. 10.4—аппарат
мгновенного вскипания, разработанные для отечественных энергоблоков
мощностью 500 и 800 МВт.
Испарительная установка объединяет собственно аппарат мгновен-
ного вскипания, подогреватель циркулирующей воды, циркуляционный
насос и насос для откачивания дистиллята. Эти элементы установки
соединены трубопроводами с необходимой запорной и регулирующей
арматурой. В подогревателе поверхностного типа вода нагревается до
определенной температуры греющим паром из соответствующего отбора
турбины. Конденсат греющего пара отводится из подогревателя, а на-
гретая вода поступает в камеру вскипания первой ступени аппарата
мгновенного вскипания, а затем последовательно проходит через камеры
вскипания второй, третьей и четвертой ступеней. В каждой из них про-
исходит частичное испарение воды. Из четвертой ступени вода забира-
ется циркуляционным насосом и снова подается в подогреватель.
В камеру вскипания четвертой ступени подается подпиточная вода.
Вторичный пар, образовавшийся в камерах вскипания, охлаждается в
камерах конденсации турбинным конденсатом. Получившийся из вто-
ричного пара дистиллят накапливается в общем сборнике и оттуда от-
качивается насосом.
Аппарат мгновенного вскипания представляет собой вертикальный
цилиндрический сосуд с плоскими днищами. Ступени испарения внутри
аппарата отделены одна от другой горизонтальными перегородками.
Каждая из четырех ступеней испарения разделена на три части: камеру
235
Рис. 10.3. Схема испарительной установки:
1—4 _ ступени испарения; 5 — конденсат для промывки; 6 — сборник дистиллята;
7 — насос; 8 — подпитка циркуляционного контура; 9 — дроссель; 10— эжектор;
//—турбинный конденсат; 12 — циркуляционная вода; 13 — греющий пар; 14 —
дистиллят; 15 — неконденсирующиеся газы; 16 — подогреватель; 17 — циркуляци-
онный насос
вскипания, камеру сепарации и камеру конденсации. В нижней раздели-
тельной перегородке камеры вскипания имеется заглубление, куда
опущена переливная труба с дроссельным устройством на конце. На
выходе из переливной трубы циркулирующая вода проходит через по-
груженный дырчатый лист. В камере сепарации располагаются два
236
Рис. 10.4. Аппарат мгновенного вскипания:
Л — турбинный конденсат; Б — питательная вода; В — циркуляционная вода; Г —
дистиллят; Д'—промывочный конденсат; Е— неконденсирующиеся газы; 1—ка-
мера вскипания; 2— камера сепарации; <3—камера конденсации; 4 — переливное
устройство; 5 — перегородка; 6 — погруженный дырчатый лист; 7 — дырчатый лист;
8 — жалюзийный сепаратор; 9 — трубный пучок
плоских дырчатых листа, на которые подается промывочный конденсат,
и осуществляется промывка пара. Для осушки пара предназначен вер-
тикальный жалюзийный сепаратор, он расположен перед входом в ка-
меру конденсации. Осушенный пар охлаждается в камере конденсации
турбинным конденсатом, проходящим по трубному пучку; конденсация
237
вторичного пара происходит на наружной поверхности труб. Трубки
конденсатора, промывочные дырчатые листы и жалюзийный сепаратор
изготовляются из легированных нержавеющих сталей, корпус испари-
теля и остальные элементы установки — из углеродистых котельных
сталей. Диаметр и высота корпуса аппарата мгновенного вскипания к
энергоблоку 500 МВт составляют соответственно 3,0 и 12,3 м, а к
энергоблоку 800 МВт -- 3,4 и 13,5 м.
10.2. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Организация водно-химического режима тепловых се-
тей состоит в подготовке подпиточной воды требуемого ка-
чества. Технические условия на качество подпиточной воды
всех типов тепловых сетей регламентируются нормами
ПТЭ. к подпиточной воде открытых теплосетей предъявля-
ются дополнительные санитарно-гигиенические требования.
Они регламентированы ГОСТ 2874 --73 («Вода питьевая»).
Неукоснительное соблюдение санитарных норм диктуется
заботой о здоровье населения, поскольку открытые тепло-
вые сети снабжают потребителей горячей водой, отбирае-
мой непосредственно из теплосети. Нормы ПТЭ на воду для
подпитки тепловых сетей приведены в табл. 10.2.
Ограничение в подпиточной воде концентраций растворенного кис-
лорода и свободной углекислоты направлено на борьбу с коррозией се-
тевых подогревателей, пиковых водогрейных котлов, теплопроводов и
прочего оборудования. Основным методом удаления растворенных газов
при подготовке добавочной воды для тепловых сетей является деаэра-
ция. В теплосетях закрытого типа при небольших расходах добавочной
воды обычно применяют термические деаэраторы, в которых греющей
средой служит отборный пар турбин. Поскольку в термических деаэра-
торах конденсат греющего пара смешивается с деаэрируемой водой и
поступает вместе с ней в теплосеть, не возвращаясь в основной цикл
станции, то чем больше расходы отборного пара турбин на деаэрацию
подпиточной воды теплосети, тем больше потери рабочего тела в основ-
ном цикле станции. Для их восполнения требуется увеличивать произ-
водительность установки для подготовки добавочной воды в основной
цикл. В тепловых сетях открытого типа, где размеры подпитки доста-
точно велики, Долее рациональным является применение деаэраторов
вакуумного типа, которые не требуют отборного пара турбин.
В двухступенчатом вакуумном деаэраторе системы ЦКТИ греющей
средой является сетевая вода (рис. 10.5). Исходная водопроводная во-
да, отвечающая санитарным требованиям, сначала подогревается от-
работавшим паром турбин, проходя через встроенный в конденсатор
трубный пучок. Далее вода проходит через водоподготовительную
238
Таблица 10.2. Нормы качества подпиточной воды тепловых сетей
по ПТЭ (1977 г.)
Нормируемый показатель
Температура подогрева
сетевой воды, °C
Примечание
75 76—150 151—200
Кислород, мкг/кг, не бо-
лее
Свободная СОз
Взвешенные вещества,
мг/кг, не более
Жесткость карбонатная,
мкг-экв/кг
Жесткость общая,
мкг-экв/кг
Масла и тяжелые нефте-
продукты мг/кг, не
более
100
50
Отсутствие
<1500
<700
50
<400
При кальциевой жест-
кости не более
3,5 мг-экв/кг 1
При подпитке закры-
тых теплосетей с
использованием
продувочной воды
котлов или отмы-
вочной воды ионит-
ных фильтров
Содержание радиоактив-
ных веществ, Ки/л
средне-
допу-
е более
годовых
стимых концент-
раций, устанав-
ливаемых дейст-
вующими норма-
ми радиационной
безопасности
установку, где снижается ее карбонатная жесткость, и поступает в
вакуумный деаэратор. Нагретая в сетевых подогревателях сетевая вода
разделяется на два потока: один направляется через регулятор к вакуум-
ному деаэратору для нагрева подпиточной воды до заданной темпера-
туры (40—45°C), другой поток идет во всасывающий коллектор сетевых
насосов. Поддержание вакуума в деаэраторе и отсос выделяющихся из
воды газов осуществляются пароструйным эжектором. Деаэрированная
вода из отдельных секций деаэратора собирается в специальном кол-
лекторе и отсюда подпиточными насосами подается в обратную ма-
гистраль сетевой воды. Избыток подпиточной воды собирается в акку-
муляторных баках, из которых вода забирается подпиточными насосами
теплосети, когда водозабор превышает среднюю производительность
деаэратора.
239
Рис. 10.5. Схема деаэрации подпиточной воды с двухступенчатыми ва-
куумными деаэраторами системы ЦКТИ:
1 — вакуумный деаэратор; 2— насосы исходной воды; 3— конденсатор турбины;
4 — турбина; 5— коллектор деаэрированной воды; 6 — подпиточные насосы; 7—
подпорные насосы; 8 — сетевые подогреватели; 9 — сетевые насосы; 10—аккуму-
ляторные баки; 11—подпиточные насосы теплосети; 12 — химводоочистка; 13—
пароструйный эжектор; 14— подающая магистраль сетевой воды; 15— обратная
магистраль сетевой воды; 16 — водопроводная питьевая вода; 17 — регулятор тем-
пературы; 18— регулятор расхода
Для выполнения требований к подпиточной воде по растворенным
газам необходимо обеспечивать нормальный режим работы деаэрато-
ров. В тепловых сетях закрытого типа при ненадежной работе деаэра-
торов для связывания остаточных концентраций О2 и СО2 возможно
введение в сетевую воду сульфита натрия и щелочных реагентов. В теп-
ловых сетях открытого типа использование этих реагентов запрещено-
санитарно-гигиеническими организациями. Гидразином и различными
аминами не разрешается обрабатывать подпиточную воду не только от-
крытых, но и закрытых теплосетей во избежание случаев отравления
при контакте с сетевой водой в местах утечек и при непланируемых
заборах воды из закрытой системы.
При удалении из воды, содержащей бикарбонаты, свободной угле-
кислоты реакции гидролиза и диссоциации ионов НСО^ смещаются в
сторону образования карбонат-ионов и свободной СО2 [см. уравнения
(7.2) и (7.3)]. В отличие от котлов и испарителей, где эти процессы
протекают полнее в связи с переходом СО2 в паровую фазу, в сетевой
воде разложение бикарбонатов протекает лишь частично; остающаяся
240
в жидкой фазе СО2 препятствует завершению гидролиза бикарбонатов.
Чем больше исходная концентрация бикарбонатов, тем больше обра-
зуется в воде ионов СО 3“ . При одновременном присутствии ионов каль-
ция может быть достигнуто произведение растворимости для карбона-
та кальция, и тогда начнется выделение твердой фазы.
Чтобы уменьшить образование карбонатных отложений на поверх-
ностях нагрева сетевых подогревателей и водогрейных котлов, прибе-
гают к ограничению карбонатной жесткости подпиточной воды
(табл. 10.2). Целям предотвращения каких-либо кальциевых и магние-
вых отложений отвечает также условие подпитки тепловых сетей глу-
бокоумягченной водой. Это условие выполнимо для закрытых тепловых
сетей, и им руководствуются в случаях, когда для подпитки помимо
химически очищенной воды применяют щелочные отмывочные воды
анионитных фильтров и продувочную воду котлов. Использование от-
мывочных и продувочных вод выгодно по экономическим соображениям.
Из-за содержания в этих водах гидратов и фосфатов, которые с иона-
ми магния и кальция могут образовывать труднорастворимые соеди-
нения, подмешиваемая добавочная вода должна быть глубоко умяг-
чена. Для тепловых сетей открытого типа подпитка глубокоумягчен-
ной водой недопустима, так как в соответствии с требованиями
к питьевой воде в последней обязательно должны быть соли кальция
и магния.
Нормы ПТЭ по содержанию взвешенных веществ в подпиточной
воде должны соответствовать требованиям на питьевую воду в откры-
тых сетях (мутность менее-2 мг/кг). Скорость накопления шлама долж-
на быть ограничена и для закрытых систем. Частицы шлама, переме-
щаясь вместе с потоком воды, могут задерживаться в местах с ма-
лыми скоростями и оседать на поверхностях нагрева, увеличивая при
этом гидравлические и тепловые сопротивления. Из-за увеличения гид-
равлических сопротивлений возрастают расходы электроэнергии на пе-
рекачку воды; при повышении тепловых сопротивлений ухудшаются по-
казатели тепловой экономичности системы.
Присутствие дисперсных примесей в сетевой воде обусловливается
не только их поступлением с подпиточной водой, но и образованием
твердой фазы в самой теплосети. Так, в воде открытых теплосетей воз-
можно образование карбоната кальция. В закрытых теплосетях наряду
с карбонатом кальция могут образовываться и такие труднораствори-
мые соединения, как фосфаты кальция, гидроокись и силикаты магния,
особенно в случаях, когда увеличиваются присосы сырой воды в теп-
лообменниках, установленных у абонентов. В результате коррозии по-
догревателей, теплопроводов и другого оборудования вода обогащается
продуктами коррозии. Значительные количества окислов железа посту-
пают в сетевую воду в начале отопительного сезона в связи с выносом
из нагревательных приборов и местных отопительных систем накопив-
241
шихся там продуктов стояночной коррозии. Постепенно перемещаясь по
тракту, частицы железоокисного шлама заносятся в сетевые подогре-
ватели и водогрейные котлы. Часть шлама проходит через них тран-
зитом, а некоторое количество осаждается, образуя отложения. Как из-
вестно (см. с. 186), на скорость роста железоокисных отложений ока-
зывают влияние общая концентрация железа в воде и тепловая
нагрузка. В пределах тепловой сети наибольшие тепловые нагрузки
имеет теплообменная аппаратура ТЭЦ, поэтому во встроенных пучках
конденсаторов, сетевых подогревателях и водогрейных котлах отложе-
ния накапливаются быстро.
Чтобы понизить скорость образования железоокисных отложений,,
нужно снижать общее содержание железа в сетевой воде. С этой целью
необходимо проводить консервацию оборудования во время простоев,,
постоянно выдерживать нормы подпиточной воды йо содержанию кис-
лорода и углекислоты, устранять присосы необработанной воды и воз-
духа, использовать защитные покрытия в тракте добавочной воды.
В качестве основного метода консервации оборудования водяных теп-
лосетей ВТИ рекомендует [10.2] обработку воды растворимыми сили-
катами натрия.
Технический реагент, называемый «жидким стеклом», пред-
ставляет собой смесь натриевых солей- кремниевой кислоты с об-
щей формулой Na2O • /7zSIO2, где т колеблется в пределах от 2,7
до 3,5.
Действие силиката натрия как ингибитора кислородной коррозии
стали обусловливается образованием на поверхности металла плотной
пленки ферросиликатов. Защитная концентрация ингибитора составля-
ет 1000—1500 мг/кг в пересчете на NasSiOs; его концентрированный
раствор вводится в систему насосами-дозаторами. Так как «жидкое
стекло» — дешевый и недефицитный продукт, то создание относительно
высоких концентраций кремнекислоты в системе не сопряжено с
чрезмерно большими расходами. Силикаты натрия нетоксичны, что
позволяет при расконсервации оборудования сбрасывать использован-
ный раствор без его обезвреживания, которое обычно обходится до-
рого.
Эксплуатационные наблюдения показывают, что в теплообменных
аппаратах наряду с плотными встречаются также рыхлые отложения.
Последние легко удаляются при водовоздушных промывках подогрева-
телей. Для периодического удаления плотных отложений применяют
химические промывки сетевых подогревателей ' и водогрейных котлов.
Необходимость проведения очередной химической промывки устанав-
ливают по увеличению перепада давления и возрастанию температур-
ного напора в этих аппаратах. Быстрый рост температурного и гидрав-
лического перепадов свидетельствует о неблагополучном состоянии вод-
ного режима за предшествующий период.
242
10.3. ВОДНЫЙ РЕЖИМ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ
КОНДЕНСАТОРОВ ТУРБИН
При охлаждении конденсаторов турбин применяются
системы прямоточного или оборотного водоснабжения.
Прямоточные системы не имеют замкнутого контура, за-
бираемая из водоема вода проходит через конденсатор тур-
бины однократно. Качество охлаждающей воды в прямо-
точной системе такое же, как и природной воды источника
водоснабжения; его изменения определяются гидрохими-
ческим режимом водоема. Обычно источниками водоснаб-
жения ТЭС служат водоемы общего пользования (реки,
озера, моря). На воду этих водоемов распространяются
нормы Госрыбнадзора и Госсанинспекции, охраняющие их
от опасных загрязнений. Чтобы не нарушить жизнедеятель-
ность организмов, обитающих в природной воде, химичес-
кую обработку охлаждающей воды прямоточных систем
необходимо проводить с большой осторожностью. Основ-
ной целью такой обработки является устранение биологи-
ческих обрастаний конденсаторов турбин и магистральных
водоводов. Биологические обрастания в конденсаторах бы-
вают представлены колониями различных микроорганиз-
мов и водорослей. Поступая в конденсатор с охлаждающей
водой, отдельные особи закрепляются на металлических
поверхностях и начинают быстро размножаться. Их разви-
тию благоприятствуют умеренная температура, непрерыв-
ное поступление питательных веществ и кислорода, раство-
ренных в охлаждающей воде. Заселение конденсаторов
обычно начинается с зооглейных бактерий, затем появля-
ются нитчатые и железобактерии, микроскопические гриб-
ки и диатомовые водоросли. Постепенно вся охлаждаемая
поверхность покрывается слизистой пленкой, толщина ко-
торой со временем увеличивается. Состав пленки и скорость
ее роста на отдельных участках конденсатора изменяются
в зависимости от времени года. Зимой более интенсивно
обрастают трубки последних ходов, а летом — первого хо-
да охлаждающей воды. В последних ходах в летнее время
температура воды повышается до 35 °C и выше, что губи-
тельно действует на большинство организмов. Из-за малой
теплопроводности биологических пленок ухудшаются усло-
вия теплообмена, снижается вакуум в конденсаторе, т. е.
повышается господствующее в нем давление и, как
следствие, понижается экономичность работы паро-
турбинной установки. Снижение вакуума на 1—2 %
243
для турбин типа К-300-240 соответствует перерасходу топ-
лива 3,6—7,2 г/(кВт-ч). По отношению к общему перерас-
ходу топлива, вызываемому различными причинами, сни-
жающими экономичность ТЭС, перерасход топлива из-за
пониженного вакуума является одним из главнейших; по
данным [10.3] он составляет в среднем 12,5%.
Биологические обрастания в водоводах представлены в
основном ракушками. На электростанциях, использующих
морскую воду, среди многочисленных живых организмов —
полипов, мшанок, трубчатых червей, водорослей — первен-
ствует ракушка мидии, а на электростанциях, использую-
щих пресную воду, — ракушка дрейсены. Личинки этих ра-
кушек размерами менее 0,2 мм заносятся в систему охлаж-
дения подобно другим взвешенным частицам. Те из них,
которые закрепляются на стенках водоводов, интенсивно
растут и к концу года достигают размеров 15—25 мм.
Вполне взрослые мидии бывают длиной до 100 мм. При
открытых створках ракушки контактируют с водой и усва-
ивают из нее питательные вещества и растворенный кисло-
род. Закрывая створки, ракушки изолируют себя от внеш-
ней среды и в таком состоянии могут существовать несколь-
ко суток. Способность ракушек отключаться от общения с
внешней средой затрудняет борьбу с этим видом биологи-
ческих обрастаний. Из-за ракушечных поселений поверх-
ность стенок водоводов становится шероховатой; при боль-
шом количестве ракушек уменьшается площадь живого
сечения магистралей. Поселившиеся в трубах конденсато-
ра или вынесенные туда потоком воды из напорного трубо-
провода, они могут полностью перекрыть сечение отдельных
трубок. Все это вызывает возрастание гидравлического
сопротивления трассы и сокращение подачи охлаждающей
воды. С ее уменьшением падает вакуум в конденсаторе и
ухудшаются показатели экономичности турбины.
С. биологическими обрастаниями борьба ведется путем
периодической обработки воды реагентами, действующими
губительно на живые организмы. К настоящему времени
наибольшее распространение на ТЭС получил хлор. Раст-
воряясь в воде, газообразный хлор взаимодействует с во-
дой, образуя соляную и хлорноватистую кислоты:
С12 + Н2О - НОС1 + НС1. (10.1)
Для живых организмов сильнодействующим ядом яв-
ляется гипохлорит-ион ОСГ. Он проникает в протоплазму
клеток, нарушает обмен и вызывает отравление и гибель
244
живого организма. Чтобы подавить жизнедеятельность бак-
терий и водорослей, требуются концентрации хлора всего
0,1—0,3 мг/кг. Из-за того что в природной воде всегда со-
держатся примеси, которые могут окисляться под действи-
ем хлора и при этом расходовать некоторое его количество,
необходимую дозу реагента приходится устанавливать
опытным путем. При проведении лабораторных опытов по
определению требуемой дозы хлора нужно учитывать вре-
мя прохождения воды от места ввода хлора до выхода из
конденсатора и температуру воды. Нужно, чтобы за время
прохождения воды через конденсатор и сбросной водовод
введенный хлор успевал полностью израсходоваться.
Если это условие будет систематически нарушаться и гипо-
хлорит-ион будет попадать в природную воду, его губитель-
ное действие станет распространяться и на водоем. * #
Режим хлорирования в отношении длительности подачи хлора и
периодичности его дозирования определяется также опытным путем на
основе специальных наблюдений за интенсивностью биологических об-
растаний в данных конкретных условиях. Из практики известны случаи,
когда конденсаторы турбин загрязнялись очень быстро и воду прихо-
дилось хлорировать каждые 1,5—2 ч при длительности подачи реагента
до 30 мин. При медленном загрязнении конденсаторов бывает доста-
точным хлорировать воду 1—2 раза в сутки в течение 1—2 ч. Поги-
бающие при хлорировании колонии бактерий и водорослей теряют
прочность связи с поверхностью металла, легко смываются с нее и вы-
носятся из конденсатора потоком воды. Когда подача хлора прекра-
щается, на очищенной поверхности металла снова начинают поселять-
ся живые организмы. На одной и той же установке режим хлорирова-
ния меняется по временам года в соответствии с сезонными
изменениями качества воды источника водоснабжения. В связи с не-
постоянством метеорологических условий в режимы хлорирования тре-
буется ежегодно вносить уточнения. Замечено, что во время паводков
биологические обрастания уменьшаются. Считают, что это связано с
резким увеличением в воде концентраций грубодисперсных примесей,
т. е. ила, песка и т. п., которые, перемещаясь по трубкам конденсатора
с большими скоростями, механически очищают поверхность от возни-
кающих обрастаний.
В охлаждающую воду хлор вводят, как правило, на всас циркуля-
ционных насосов. Варианты' включения хлораторных установок связаны
с особенностями схемы водоснабжения. На рис. 10,6 показана схема
включения, рекомендуемая [10.4] при индивидуальном водоснабжении.
Аппаратура, которая используется при хлорировании воды, довольно
проста, однако при ее размещении и обслуживании требуется соблю-
245
Рис. 10.6. Принципиальная схема включения хлораторной установки
для поочередной обработки воды каждого из конденсаторов при инди-
видуальном водоснабжении:
/ — конденсаторы турбин; 2 — циркуляционные насосы; 3 — баллоны с хлором;
4 — водоструйный эжектор; 5 — промежуточный баллон с газообразным хлором
дать ряд правил по технике безопасности ввиду высокой токсичности
хлора.
Периодическим хлорированием воды не удается изба-
виться от обрастаний водоводов ракушками мидий и дрей-
сены. Каким-то образом ракушки умеют обнаруживать
присутствие хлора и при его появлении в воде закрывают
свои створки. Когда подача хлора прекращается, они от-
крывают створки и продолжают жить и развиваться. При
обычных дозах хлора быстро погибают лишь очень моло-
дые особи, не имеющие прочных раковин. Взрослые мидии
с закрытыми створками могут существовать от 5 до 10 сут.
Чтобы вызвать отмирание ракушек, необходимо вводить
хлор непрерывно, создавая концентрацию в пределах 0,5—
1 мг/кг. Для экономии хлора в зимний период, когда ин-
тенсивность развития обрастаний водоводов невелика, мож-
но отказываться от непрерывного хлорирования и переход
дить на режим периодической подачи реагента.
Губительными для ракушек являются соединения меди. Постепенно
накапливаясь в организме, медь вызывает его отравление и в конце .
концов приводит к гибели. С повышением концентраций меди, которая
246
вводится в воду в виде сернокислой соли — медного купороса, процесс
отмирания ракушек ускоряется, В отличие от хлора, который при пра-
вильном дозировании расходуется полностью, содержание меди по трак-
ту охлаждающей воды изменяется медленно, поскольку она извлека-
ется организмами в незначительных количествах. Так как предельно
допустимая концентрация соединений меди в воде природных водоемов
общего пользования по нормам Госсанинспекции и Госрыбнадзора очень
мала (не выше 0,1 мг/л), использовать обработку охлаждающей воды
медным купоросом в системах прямоточного водоснабжения нельзя.
Этот метод борьбы с биологическими обрастаниями пригоден лишь для
некоторых систем оборотного водоснабжения при условии строгого
контроля за сбросами оборотной воды в водоемы общего поль-
зования.
В оборотных системах охлаждения скорость биологических обрас-
таний конденсаторов турбин обычно меньше, чем в прямоточных систе-
мах. Борьба с биологическими обрастаниями конденсаторов в этом
случае ведется рассмотренными выше химическими методами. Когда
используются пруды-охладители, много неприятностей доставляет вод-
ная растительность. Она нарушает распределение воды по сечению
охладителей, сокращает поверхность зеркала испарения, что в конечном
итоге приводит к повышению температуры воды. Для борьбы с водной
растительностью в последнее время стали применять новый биологиче-
ский способ, основанный на разведении в прудах-охладителях рыб, пи-
тающихся этой растительностью [10.5].
Для оборотных систем охлаждения с градирнями и
брызгальными бассейнами характерно образование мине-
ральных отложений, состоящих в основном из карбоната
кальция. В числе примесей в отложениях обычно присутст-
вуют кремниевая кислота, окислы железа и алюминия, ор-
ганические вещества. Как правило, оборотные системы пер-
воначально заполняются природной водой из имеющегося
источника водоснабжения. Со временем качество воды в
системе претерпевает изменения. Так, прохождение воды
через градирню и ее охлаждение за счет испарения сопро-
вождаются десорбцией свободной углекислоты и повыше-
нием концентраций малолетучих примесей. В результате
упаривания увеличивается общее солесодержание воды,
возрастает концентрация ионов кальция. Уменьшение кон-
центрации свободной СО2 в воде вызывает сдвиг реакций
гидролиза и диссоциации ионов НСО^" [см, уравнения (7.2)
и (7.3) ] в направлении слева направо, при этом вода обо-
гащается ионами СОз~. Многократная циркуляция в сис-
теме препятствует установлению в воде углекислотного
247
равновесия, так как каждый раз, когда вода проходит че-
рез градирню или брызгальный бассейн, она теряет сво-
бодную углекислоту. С ростом концентрации ионов СОз~
вводе, содержащей кальций, создаются условия образова-
ния твердой фазы СаСО3; постепенно раствор становится
насыщенным по СаСОз, но выделение карбоната кальция
может затормозиться из-за образования пересыщенных рас-
творов. Пересыщению способствуют органические вещества,
которые сорбируются гранями зародышевых кристаллов и
затрудняют их дальнейший рост. В зависимости от состава
и концентрации примесей, обладающих такими свойствами,
степень пересыщения охлаждающей воды в оборотных сис-
темах может колебаться в широких пределах. В связи с не-
прерывным упариванием воды и повышением концентра-
ций нелетучих примесей, в том числе и карбоната кальция,
по достижении предельной для данной воды степени пере-
сыщения начинается процесс осаждения СаСОз по всему
тракту охлаждающей воды.
Воду, которая может выделять отложения карбоната кальция, на-
зывают нестабильной. Природные воды обычно стабильны, так как они
по отношению к СаСО3 являются ненасыщенными растворами. При-
родная вода, заполняющая оборотную систему охлаждения, по указан-
ным выше причинам должна раньше или позже стать нестабильной,
и тогда из нее будет выделяться карбонат кальция. Загрязнение карбо-
натными отложениями внутренних поверхностей трубок конденсаторов
приводит к ухудшению теплообмена и росту гидравлических сопротив-
лений с теми же последствиями, на которые указывалось ранее.
Для предотвращения карбонатных отложений необхо-
димо, чтобы находящаяся в оборотной системе вода была
стабильной. В качестве простейшего способа поддержания
стабильности может рассматриваться непрерывная про-
дувка системы. Подавая в контур охлаждения стабильную
воду с меньшей концентрацией ионов Са2+ НСОГ и СОз~
и удаляя соответствующее количество циркуляционной во-
ды с большей их концентрацией, можно в оборотной систе-
ме обеспечить такую степень упаривания, при которой вода
будет оставаться стабильной. Пригодность этого способа
определяется технико-экономическими соображениями, свя-
занными с размером продувки. С ее увеличением возраста-
ют расходы добавочной воды для восполнения потерь в
цикле охлаждения, увеличиваются, капитальные и эксплуа-
тационные затраты на подачу больших количеств воды.
24.8
<4
С большими продувками работают схемы оборотного охлаждения
с проточными прудами-охладителями. Нарушение стабильности воды в
таких системах наблюдается лишь в периоды массового развития вод-
ной растительности. Большое количество водных растений, быстро
усваивающих из воды растворенную СО2, вызывает сдвиг реакций гид-
ролиза и диссоциации бикарбонатов в сторону образования ионов СО?"',
Когда сезон активной жизнедеятельности растений заканчивается, вода
природного водоема снова становится стабильной, и тогда карбонатные
отложения, образовавшиеся в период нарушения стабильности воды, на-
чинают постепенно растворяться,
В оборотных системах с градирнями и брызгальными
бассейнами сокращения размера продувки добиваются
применением химических методов обработки добавочной и
циркуляционной воды. Поскольку непрерывная продувка
связана с кратностью упаривания воды в системе, умень-
шение продувки означает соответствующее увеличение
кратности упаривания. Если не удалять из добавочной во-
ды кальций, то в циркуляционной воде при увеличении
кратности упаривания будет возрастать его концентрация,
так же как и других ионов природной воды. В этих усло-
виях целям стабилизации воды будут отвечать методы, пред-
отвращающие появление в воде ионов СОз \ Как известно,
источником их поступления в раствор являются бикарбо-
наты, которые могут разлагаться с образованием ионов
СОз . Если воздействовать на сам источник, разрушая
ионы НСОГ, или тормозить процесс гидролиза этих ионов,
увеличивая в воде концентрацию свободной углекислоты,
то можно получать стабильную воду при более значитель-
ных концентрациях кальция. На первом принципе основан
метод стабилизации воды подкислением, на втором — ме-
тод рекарбонизации охлаждающей воды.
Подкисление циркуляционной воды обычно осуществ-
ляют серной кислотой. Нейтрализация щелочности проте-
кает по уравнению.
2НСОГ + 2Н+ + 8ОГ -» 2СО2 + 2Н2О + SOl-. (10.2)
Образующаяся СО2 десорбируется в градирне, сульфат-
ионы поступают в воду в количестве, эквивалентном коли-
честву разрушенных ионов НСОГ . Ограничением к приме-
нению метода подкисления серной кислотой являются по-
вышение концентрации сульфатов и большая щелочность
16—905 249
воды источника водоснабжения. Повышать концентрацию
сульфатов в циркуляционной воде свыше 500 мг/кг неже-
лательно из-за опасности усиления коррозии бетона и воз-
можности появления на трубах конденсаторов отложений
сульфата кальция.
Для рекарбонизации циркуляционной воды применяют
дымовые газы, в которых содержится около 10 % СО2.
Необходимое количество газа после дымососов, тщательно
очищенного в специальном газоочистителе, подается тем
или иным способом во всасывающую магистраль циркуля-
ционных насосов. Так как в градирне вода теряет почти
всю углекислоту, ввод дымовых газов в охлаждающую во-
ду должен производиться непрерывно.. Содержащиеся в
дымовых газах окислы серы также обусловливают некото-
рое снижение щелочности воды.
Широко распространен метод стабилизации воды поли-
фосфатами. Их действие подобно действию защитных ор-
ганических коллоидов .природной воды. Адсорбируясь на
поверхности зародышевых кристаллов карбоната кальция,
фосфаты тормозят дальнейший их рост и тем самым спо-
собствуют увеличению степени пересыщения раствора по
СаСО3. При дозах фосфатов от 0,5 до 2 мг/кг не происхо-
дит умягчения воды, а наблюдается лишь задержка кри-
сталлизации карбоната кальция. Существует предельное
пересыщение, превышение которого ведет к нарушению ста-
бильности; это предельное пересыщение зависит от приро-
ды применяемого реагента. При прочих равных условиях
оно больше у полифосфатов, таких, как гексаметафосфат
натрия (ЫаРОз)б, триполифосфат Na'sPsOio, тетраполифос-
фат Na6P40i3, и меньше у ортофосфатов натрия.
В последние годы за рубежом предложено много новых
реагентов для обработки охлаждающей воды (эфиры по-
лиспиртов, органические фосфонаты, полиакрилаты и др.).
УралВТИ рекомендует к применению в оборотных систе-
мах охлаждения с градирнями для стабилизации воды ок-
сиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФД). Эта кислота
образует с ионами Са2+ тетракальциевый комплекс, кото-
рый сорбируется поверхностью образующихся кристаллов
карбоната кальция и препятствует их направленному ро-
сту и агломерации. Сокращение количества активных цент-
ров кристаллизации способствует поддержанию состояния
перенасыщенного раствора по СаСО3 без выделения твер-
дой фазы на поверхностях оборудования. ОЭДФК пред-
ставляет собой белый кристаллический порошок, хорошо
250
растворимый в воде; ее дозируют в циркуляционную воду в
виде 0,1-40 %-ного раствора с помощью насосов-дозато-
ров, В случае сброса продувочной воды в рыбохозяйствен-
ный водоем содержание ОЭДФК в циркуляционной воде не
должно превышать 1 мг/кг, при этом стабилизируемый
уровень карбонатной жесткости составляет 6 мг-экв/л.
Размер продувки систем охлаждения с градирнями и
брызгальными бассейнами устанавливается опытным пу-
тем. Размер непрерывной продувки должен превышать то
минимальное ее значение, при котором циркуляционная во-
да перестает быть стабильной,
л
Таблица 10.3. Нормы качества охлаждающей воды по ПТЭ
(1977 г.)
Показатель
Допустимая
концентра-
Примечание'
ция
Свободный хлор, мг/кг
Медь в пересчете на CuSO4,
0,3—0,5
3—6
На выходе из конденсатора
мг/кг
Фосфаты в пересчете на
РО4 , мг/кг
0,2—0,3
2—2,7
В оборотных системах при
обработке воды медным
купоросом
В водохранилищах-охлади-
телях при обработке воды
медным купоросом
В оборотных системах при
фосфатировании воды
Щелочность общая, мг-экв/л,
не^менее
0,5—1
При подкислении серной
кислотой
Для точного определения стабильности воды нужно пользоваться
стандартным методом (ГОСТ 3313—46), который основан на продол-
жительном контактировании пробы воды с кристаллами СаСО3 и опре-
делении изменения щелочности воды в результате такого контактиро-
вания. В большинстве случаев пользуются более быстрым, но менее
точным методом, фильтруя исследуемую воду через лабораторный
фильтр, заполненный мраморной крошкой. Воду считают стабильной,
если в процессе фильтрования щелочность воды снижается не более чем
на 0,03 мг-экв/кг.
Нормами ПТЭ, приведенными в табл. 10.3, устанавливаются допус-
тимые пределы содержания реагентов, используемых при обработке
охлаждающей воды.
16*
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ И ПРИНЦИПЫ
ОРГАНИЗАЦИИ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
ВОДНОГО РЕЖИМА
и
11.1. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
Одной из основных задач химического контроля явля-
ется оценка состояния эксплуатирующегося теплоэнерге-
тического оборудования в отношении коррозии и образо-
вания различного вида отложений. Определение количест-
ва и состава отложений (взятых во время остановов
оборудования с вырезанных образцов труб экранов, паро-
перегревателей, снятых с рабочих и направляющих лопаток
турбин) позволяет судить об эффективности ведения вод-
ного режима за предшествующий период.
Визуальные осмотры, несмотря на их очевидную по-
лезность, не могут дать количественной характеристики
коррозионных повреждений и загрязнений оборудования
отложениями. Эти осмотры должны сочетаться с измерени-
ями количества отложений, анализом их состава, измере-
нием их механических свойств, определением глубины кор-
розионных поражений и их распространением по поверхно-.
сти металла. Для того же чтобы судить о состоянии водно-
го режима на работающей установке, когда возможность,
«заглянуть внутрь» полностью исключена, остается другой
путь наблюдения за протеканием отдельных физико-хими-
ческих процессов — следить за изменением концентраций
тех примесей в рабочей среде, которые могут участвовать
в этих процессах.
Химический контроль рабочей среды на разных участ-
ках пароводяного тракта призван характеризовать факти-
ческое состояние водного режима и его соответствие или
размеры отклонений от действующих норм. Как известно,
нормы качества пара, питательной и котловой воды содер-
жат перечень ряда показателей; их принято называть нор-
мируемыми и указывать пределы, в которых может изме-
няться значение каждого показателя.
Для того чтобы иметь представление о фактическом ка-
честве пара и воды на всех участках пароводяного тракта,
для которых установлены нормы, необходимо отбирать
пробы рабочей среды и систематически выполнять их ана-
лизы. Такой повседневный контроль называют эксплуата-
ционным или текущим химическим контролем.
252
Определение нормируемых показателей является мини-
мально необходимым, но не всегда достаточным для того,
чтобы установить причины возникновения тех или иных на-
рушений водного режима. Когда с помощью эксплуатаци-
онного химического контроля зафиксировано отклонение
качества воды или пара от действующих норм, прежде
всего необходимо установить причины такого отклонения.
Только определив эти причины, можно принять меры по их
устранению и упорядочить водно-химический режим того
участка, где наблюдается его отклонение. Не следует ду-
мать, что только средствами химического контроля можно
вскрыть причины нарушений водного режима. Для этого
используются и другие виды контроля, в частности за тем-
пературой и давлением рабочей среды, режимными" факто-
рами работающего оборудования и т. щ В сочетании с дру-
гими видами контроля химический контроль призван по-
мочь выяснению причин нарушений водного режима
теплоэнергетической установки.
Таким образом, определение качества отдельных пото-
ков пара и воды в работающем оборудовании, качества и
количества реагентов, вводимых в контуры установки, хи-
мического состава отложений, образовавшихся в аппарату-
ре, служит разрешению второй основной задачи организа-
ции химического контроля — выявлению различных непо-
ладок и дефектов водного режима.
Не менее важные задачи возлагаются на химический
контроль при проведении консервации оборудования, при
водных и. химических промывках, при наладке и режимных
испытаниях нового или модернизированного оборудования.
Контроль за проведением водных и химических промывок
имеет целью наблюдение за ходом промывки, правиль-
ностью осуществления принятой технологии, за эффектив-
ностью удаления отложений и коррозией металла под дей-
ствием моющих реагентов. При первом пуске энергоблоков
качество питательной воды обычно не отвечает требова-
ниям по содержанию продуктов коррозии и кремнекисло-
ты. Трудности, связанные с качеством питательной воды,
нужно свести к минимуму, чтобы добиться сокращения об-
щего срока пускового периода. Последний при неблагопри-
ятных условиях может сильно затянуться. В пусковой пе-
риод необходимо усиление химического контроля по срав-
нению с тем, который проводится при эксплуатации
установки.
Для решения рассмотренных выше основных задач хи-
253
мического контроля водного режима необходимо опирать-
ся на принципиальную схему химического контроля, кото-
рая должна учитывать особенности оборудования и усло-
вия его эксплуатации. Чтобы правильно построенная
схема химического контроля могла быть реализована на
практике, она должна быть обеспечена всеми необходимы-
ми средствами для его ведения.
11.2. СОДЕРЖАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ СХЕМЫ
ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
Содержанием принципиальной схемы химического конт-
роля является совокупность сведений о точках отбора проб,
графике отбора, объеме контроля и методах анализа от-
бираемых проб.
Под объемом контроля понимают перечень определяе-
мых показателей качества рабочей среды. Как уже отме-
чалось в § 11.1, в объем контроля всегда включаются все
нормируемые показатели. Если бы это было не так, то рег-
ламентирование не вошедшего в объем контроля показа-
теля не имело бы смысла. Отклонение водного режима по
этому показателю оставалось бы неизвестным и не могло
бы быть скорректировано существующими способами. Те
показатели, которые не входят в нормы, но наблюдение за
которыми может быть полезным с точки зрения расшире-
ния или уточнения представлений о характере протекания
физико-химических процессов и влияния на эти процессы
режимных условий, называются контролируемыми. К чис-
лу контролируемых относят также показатели, которые не
вошли в перечень нормируемых лишь потому, что для них
не установлены количественные пределы из-за отсутствия
методов воздействия на значение этих показателей. Пере-
чень нормируемых показателей остаётся неизменным на
протяжении всего периода действия норм водного режима
и может быть изменен только при пересмотре этих норм.
В отличие от нормируемых показателей перечень контро-
лируемых показателей не остается постоянным во времени.
Он расширяется или, наоборот, сужается .в соответствии с
конкретно поставленными задачами получения информа-
ции, которая необходима в оперативных целях или служит
накоплению статистического материала по тому или дру-
гому вопросу.
Точкой отбора проб называют место взятия пробы из
аппарата или трубопровода с необходимыми приспособле-
ниями для отбора. Так как процесс взятия пробы рабочей
254
среды высоких параметров связан со снижением темпера-
туры и давления, то в число таких приспособлений входят
холодильники, дроссельные устройства, арматура, соедини-
тельные линии и специальные зонды, с помощью которых
проба попадает в пробоотборную трассу. От места распо-
ложения точки отбора и тщательности выполнения всех
вспомогательных устройств зависит представительность
отбираемой пробы в отношении как контролируемого объ-
екта, так и контролируемой примеси. Пробу называют пред-
ставительной, когда концентрации определяемых примесей
в пробе совпадают со средней их концентрацией в контро-
лируемом объекте. Техника отбора проб должна по воз-
можности исключать причины, вызывающие нарушение
представительности проб.
График контроля устанавливает периодичность* взятия
проб на анализ. Он разрабатывается исходя из характера
изменения концентрации примесей в контролируемой сре-
де и целевого назначения химического контроля. Когда
концентрация примесей может изменяться достаточно быст-
ро или ее повышение таит угрозу серьезных нарушений
водного режима, целесообразно иметь непрерывный конт-
роль. Для осуществления непрерывного химического конт-
роля необходимо иметь автоматически действующие при-
боры-анализаторы.
Вполне обоснованным является, например, применение
непрерывного контроля за турбинным конденсатом, для
того чтобы своевременно обнаружить аварийный присос ох-
лаждающей воды, который может наступить в любой мо-
мент времени. Брать же несколько раз пробы раствора
фосфата натрия, который находится в расходном баке, нет
никакой необходимости; достаточно взять пробу однократ-
но, чтобы проверить концентрацию раствора после того,
как он приготовлен. График контроля в этом и подобных
случаях, очевидно, будет определяться периодичностью
приготовления новой порции рабочего раствора.
Методы анализа, применяемые при контроле чистоты
рабочей среды на ТЭС, в основном унифицированы. Едино-
образие методов обеспечивает получение более надежной и
сопоставимой информации, которая помогает обобщать
опыт ведения водных режимов на разных установках. Ре-
комендуемые в настоящее время методы анализа подроб-
но описаны в [11.1].
Для выполнения анализов чистых продуктов, какими
являются насыщенный и перегретый пар, питательная вода,
255
обессоленная вода, турбинный и другие конденсаты, нуж-
ны не только аналитические методы высокой чувствительно-
сти, но и высокая техническая культура. Последняя пред-
полагает, во-первых, высокий уровень химической грамот-
ности персонала, выполняющего эти анализы, и, во-вторых,
определенный технический комфорт в химической лабора-
тории. В тесном, плохо вентилируемом помещении лабора-
тории без надлежащего оснащения приборами, посудой и
реактивами нельзя надежно обеспечить проведение конт-
роля водного режима современных ТЭС.
По нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей
предусматривается общестанционная химическая лаборатория пло-
щадью 200—400 м2 и экспресс-лаборатории площадью 50 м2 на хим-
водоочистке и на территории энергоблоков, по одной лаборатории на
два блока площадью 120 м2. Общестанционная лаборатория осуществ-
ляет не только химический контроль водного режима, но также топ-
ливного, масляного и газового хозяйств электростанции. Она же ведет
контроль за состоянием атмосферы и за сточными водами станции,
контролирует состав воздуха в аппаратуре, подлежащей осмотру или
ремонту, и т. д. Как правило, персонал центральной химической лабо-
ратории работает только в дневную смену. Экспресс-лаборатории на
хим водоочистке и на территории энергоблоков работают круглосуточно.
Высота помещения лабораторий должна быть 3—4,5 м. Двери ком-
нат лабораторий должны открываться наружу. Целесообразно, чтобы
окна общестанционной лаборатории была обращены на север, особенно
в весовой комнате и там, где устанавливаются титровальные столы.
Необходимо, чтобы центральная лаборатория располагалась в части
здания с минимальными вибрациями и ни в коем случае не на проходе.
Для исключения помех от вибрации весы и все чувствительные приборы
должны устанавливаться с соответствующей виброизоляцией. Помеще-
ния лабораторий должны иметь приточную и бесшумную вытяжную
вентиляцию, желательно с агрегатами кондиционирования воздуха.
Химические лаборатории должны располагать в доста-
точном количестве лабораторными приборами. Для хими-
ческого контроля водного режима совершенно необходимо
иметь лабораторные1 потенциометры (pH-метры), пламя-
фотометры, кондуктометры, фотоэлектроколориметры. Из
числа лабораторных приборов на ТЭС используются пла-
1 Это не исключает необходимость иметь ряд приборов, установлен^
ных непосредственно около точек отбора проб. К таким приборам от-
носятся pH-метры, кондуктометры, кислородомеры. — Прим. ред.
256
мяфотометры ПАЖ-1 и ВПФ-ВТИ, фотоэлектроколоримет-
ры типов ФЭК-60, ФЭК-Н-57, ФЭК-56, pH-метры типов
ЛПУ-01, pH-262, pH-340, кондуктометры типов ПК-67М,
ММ-34-59, ЛС-5, ЛК-563 и др.
Для осуществления непрерывного контроля на ТЭС ис-
пользуются промышленные приборы-анализаторы, такие,
как pH-метры, кондуктометры (солемеры), кислородоме-
ры, водородомеры, кремнемеры и др. Важнейшими усло-
виями надежной работы автоматических приборов-анализа-
торов являются строгое выполнение всех технических тре-^
бований отбора и подготовки проб перед их поступлением
в датчики приборов, а также внимательное и тщательное
обслуживание приборов специалистами службы КИП ть
автоматики. Было бы заблуждением думать, что всегда с
увеличением количества приборов-анализаторов контроль
за водным режимом становится более эффективным. В слу-
чае, когда на установке немного приборов, но они хорошо
обслуживаются, информация получается более надежной и
ценной, чем в случае когда приборов-анализаторов много,
но им не уделяют должного внимания. Получение неточ-
ной информации, т. е. по существу дезинформации, может
повести к неправильным действиям персонала и вызвать
нарушения в работе оборудования. В связи с этим нельзя
не отметить еще один важный фактор, оказывающий ог-
ромное влияние на правильность получаемой информации.
Речь идет о рациональной загрузке персонала, ведущего
химический эксплуатационный контроль. В обязанности
этого персонала входит выполнение анализов всех отбира-
емых проб, организация, а часто и практический отбор этих
проб, составление сводок по результатам контроля, инфор-,
мация дежурного инженера станции (ДИС) о всех нару-
шениях водного режима, передача указаний обслуживаю-
щему персоналу о необходимых изменениях размера про-
дувки, дозировки реагентов (часто -химический персонал
самостоятельно выполняет изменение дозировки аммиака,
гидразина, фосфатов) и т. д.
Столь значительная и очень ответственная загрузка пер-
сонала требует времени. Поэтому излишнее, не оправдыва*
емое актуальными задачами эксплуатации количество
аналитических определений снижает достоверность выдавае-
мой ими информации. Следует руководствоваться ориенти-
ровочными нормативами времени на аналитические опреде-
ления, предложенными ВТИ (табл. 11.1). Расход времени
дан в пересчете на одну пробу. Серией считается партия
257:
проб числом 7—8. Доставка проб, их охлаждение, выпари-
вание и фильтрование в указанное время не входят. Нор-
мальной загрузкой персонала предлагается считать за-
грузку прямой аналитической работой 70 % нормирован-
ного времени, т. е. при восьмичасовом рабочем дне 5,6 ч.
Остальное время тратится на оперативную работу, рапорт,
составление отчетности и т. п*
Таблица 11.1. Нормативы времени на аналитические определения
(без затрат времени на отбор и доставку проб)
Аналитическое определение
Щелочность объемным методом
Жесткость визуальным колориметрированием по
ВТИ
pH
Хлориды объемным методом
Хлориды нефелометрически
Натрий на пламяфотометре ВПФ-ВТИ (при вклю-
ченном приборе)
Кислород колориметрически (на месте отбора)
Аммиак колориметрически на ФЭК или визуально
Гидразин колориметрически
Железо колориметрически (без времени на выпа-
ривание)
Железо по «пятну»
Медь колориметрически (без времени на выпари-
вание)
Электропроводимость на лабораторном приборе
Кремнекислота колориметрически
Общее содержание кремнекислоты
Время, мин
2,0
1,5; на серию 1,0
7,0
2,0
1,5; на серию 1,0
3,0; на серию 1,0
5,0
1,5
3,0; на серию 1,5
1,5
2,0
2,0
2,5; на серию 2,0
20,0
Для примера можно рассмотреть загрузку сменного аналитика, обя-
занного за смену выполнить по 15 определений щелочности, жёсткости,
натрия, аммиака, гидразина, кремнекислоты, железа и меди, а также по
5 определений pH, кислорода и электропроводимости. Подсчитаем рас-
ход времени на всю эту работу, ориентируясь на данные табл. 11.1.
Если учитывать, что ряд определений можно делать серийно, общий
расход времени составит 265 мин. Если принимать, что отбор и до-
ставка проб в лабораторию потребуют еще 65 мин (по условиям ком-
поновки оборудования и места расположения лаборатории), общее вре-
мя на аналитическую работу определится в 330 мин, или 5,5 ч. Это
время не превышает 70 % нормированного времени и очень близко к
5,6 ч, следовательно, загрузка персонала лаборатории нормальна.
258
11,3. УСЛОВИЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПРЕДСТАВИТЕЛЬНЫХ ПРОБ
Можно пользоваться очень точными и чувствительными
приборами и аналитическими методиками и тем не менее
не получать достоверных результатов и правильного пред-
ставления о качестве контролируемой среды. Причины это-
го кроются в нарушении представительности пробы. Непред-
ставительность может возникнуть в процессе отбора, тран-
спортировки или хранения пробы перед выполнением само-
го определения. Для того чтобы отобранная проба была
представительной по отношению к какой-либо примеси, не-
обходимо, чтобы на всех перечисленных этапах состав ее
по определяемой примеси никак не изменялся. В отдельных
случаях избежать искажения проб при отборе, транспорти-
ровании и хранении трудно, но возможно; в ряде случаев
добиться получения представительной пробы общеприняты-
ми способами не удается. В подобных случаях при осмыс-
ливании результатов анализа очень важно не забывать, что
проба, в которой проводилось определение, не была вполне
представительной.
Очень просто нарушить представительность проб, в ко-
торых определяются легколетучие примеси. Из числа нор-
мируемых показателей (см. табл. 6.2, 8.1, 8.2) такими при-
месями являются О2, NH3 и СО2. Как известно, концент-
рации растворенного кислорода в рабочей среде основного
цикла ТЭС малы. Если осуществится контакт пробы пи-
тательной воды или турбинного конденсата, в которой дол-
жен определяться кислород, с атмосферным воздухом, то
неизбежно произойдет ее загрязнение кислородом. При
большом парциальном давлении кислорода в воздухе за
весьма короткое время в воде успевает раствориться его
довольно много, концентрация О2 в пробе увеличивается,
и результаты измерений получаются завышенными.
Разработана специальная техника отбора проб на кислород, стро-
гое соблюдение которой способствует получению представительной про-
бы. Она состоит в следующем. Сосуд, в который должна отбираться
проба, помещают в другой сосуд больших размеров (рис. 11.1). Иссле-
дуемую воду от точки отбора подводят во внутренний сосуд, пользуясь
каучуковым шлангом, на конце которого имеется стеклянная трубоч-
ка. Ее конец должен немного не доходить до дна сосуда. Прежде чем
резиновый шланг со стеклянным наконечником будет введен в сосуд
для отбора пробы, добиваются удаления пузырьков воздуха из шланга.
Для этого конец шланга поднимают вверх и дожидаются вытеснения
водой всех воздушных пробок и пузырей. Появление пузырьков, в тег
17*
259
чение продолжительного времени указывает на присосы воздуха в про-
боотборном устройстве. Возможными местами присоса воздуха могут
быть вентиль, место, где надета соединительная резиновая трубка, тре-
щины в постаревшей резине. Для получения представительной пробы
присосы воздуха в пробоотборном устройстве должны быть полностью
устранены.
Заполнение сосуда водой должно осуществляться с такой скоро-
стью, чтобы не было перемешивания. При спокойном заполнении склян-
Рис. 11.1. Отбор проб
воды для определения
растворенного кислоро-
да:
1 — сосуд, в который отби-
рается проба; 2 — внешний
сосуд (кружка или ведерко);
3 — подставка; 4 — стеклян-
ная трубочка; 5 — решетка;
6 — сливная раковина или
воронка
Рис. 11.2. Сосуд для отбора про<
бы и определения свободной угле-*
кислоты:
1 — коническая колба; 2 — подвод ана-
лизируемой воды; 3 — отвод анализи-
руемой воды; 4 — резиновая пробка;
5 — конец бюретки, через которую вы-
полняют титрование
ки верхние слои воды, соприкасавшиеся с воздухом, вытесняются ни-
жележащими слоями, которые не были в контакте с воздухом. Вода,
переливаясь через края внутреннего сосуда, заполняет внешний сосуд,
а по наполнении последнего переливается в раковину. После того как
через внутренний сосуд пройдет 10-кратный объем воды, не прекращая
ее поступления, из внутреннего сосуда медленно вынимают стеклянную
трубочку и тотчас же вводят в него растворы реактивов. Для быстрого
выполнения этой операции пипетки заполняют реактивами заблаговре-
менно, а чтобы растворы не вытекали, на концы пипеток надевают ре-
зиновые трубочки и зажимают их зажимами Мора. При введении рас-
творов реактивов концы пипеток опускают в горло внутреннего сосуда
на глубину 1—2 см. После того как растворы введены, сосуд быстро
260
закрывают пробкой и только после этого вынимают его из воды и пе-
ремешивают содержимое, резко несколько раз поворачивая «вниз го-
ловой» и обратно. Пробку, которой закрывают сосуд, перед этим дер-
жат под водой, чтобы на ее поверхность не налипали пузыри воздуха.
Следующие операции выполняют по выбранной методике определения
растворенного кислорода.
Содержание свободной СО2 в различных водах ТЭС мо-
жет быть различным. В случаях, когда концентрация СО2
в воде больше равновесной, отвечающей парциальному
давлению СО2 в воздухе помещения, где отбирается проба,
в процессе отбора пробы будет происходить десорбция СО2
из воды в воздух. В результате данные анализа получают-
ся заниженными. В случаях, когда концентрация СО2 в во-
де меньше равновесной, в процессе отбора и титрования
проб будет происходить процесс абсорбции газ'а водой из
воздуха. В подобных случаях данные анализа получаются
завышенными.
Пробы воды для определения свободной СОг рекомендуется [ИЛ]
отбирать в колбу, снабженную пробкой, через которую введены конец
бюретки и стеклянные трубочки, как показано на рис. 11.2.
При отборе пробы стеклянную трубочку, опущенную к дну колбы,
резиновым шлангом присоединяют к точке отбора. Заполняя колбу во-
дой, дают вытекать воде через короткую трубку. После того как через
колбу пройдет шесть-семь объемов воды, резиновую трубку, подводя-
щую воду, зажимают зажимом и отсоединяют от точки отбора, а к
резиновому отростку на выходе из колбы присоединяют хлоркальцие-
вую трубку, заполненную натронной известью. Для того чтобы в той
же колбе произвести титрование, воду сливают до уровня, отвечающего
объему 200 мл, ослабляя зажим на резиновом шланге. (Опущенная к
дну стеклянная трубка и шланг с зажимом при условии, что его длина
больше длины стеклянной трубки, образуют сифон.)
В связи с малыми концентрациями аммиака как в во-
дах ТЭС, так и в воздухе процесс перераспределения NH3
между жидкой и газообразной фазами при контакте отби-
раемой пробы с воздухом совершается медленно. Допуска-
ется брать пробы на аммиак без таких строгих предосто-
рожностей, как это делают при отборе проб на О2 или СО2.
Тем не менее отобранные пробы на аммиак должны анали-
зироваться сразу же после их взятия. Длительное хранение
проб способствует нарушению их представительности. Ес-
ли определяют NH3 в помещении лаборатории, где рабо-
261
тают с аммиаком, то неизбежно результаты будут завы-
шены.
Изменение концентрации СО2 и NH3 в результате кон-
такта пробы с воздухом может нарушить представитель-
ность пробы по двум другим показателям — pH и электро-
проводимости. Если при анализе растворов, обладающих
буферными свойствами (например, природных вод), незна-
чительные изменения концентрацией СО2 и NH3 почти не
сказываются на значениях pH и электропроводимости, то
при анализе вод высокой степени чистоты из-за изменения
концентраций этих примесей проба по pH и электропрово-
димости становится совершенно непредставительной. Так,
если в пробе обессоленной воды, пара или конденсата увели-
чится концентрация СО2, то pH будет измерено с заниже-
нием, если увеличится концентрация аммиака, то pH будет
измерено с завышением. Электропроводимость при попа-
дании в пробу СО2 или NH3 измеряется с завышением, по-
скольку обе эти примеси, растворяясь в воде, диссоцииру-
ют и повышают общую концентрацию ионов в растворе.
При определении pH и проводимости вод высокой чистоты
во избежание контакта пробы с воздухом необходимо про-
точные датчики приборов присоединять непосредственно к
точке отбора; необходимо также предупреждать присосы
воздуха в пробоотборное устройство.
При отборе проб для определения нелетучих примесей продолжи-
тельный контакт пробы с атмосферным воздухом также нежелателен.
Находящаяся в воздухе пыль при попадании в пробу может загрязнить
ее самыми разнообразными веществами, в том числе соединениями
кальция, магния, натрия, кремнекислотой, окислами железа и др. По*
мимо примесей, поступающих из атмосферного воздуха, отобранная
проба может загрязняться веществами посуды, которой пользуются при
отборе и хранении проб. Так, из стекла водой высокой чистоты легко
выщелачиваются натрий, кальций и кремнекислота. Для проб, в ко-
торых должны определяться эти компоненты, стеклянная посуда не
годится, нужно пользоваться посудой из полиэтилена. Для отбора проб
удобны полиэтиленовые фляги с навинчивающимися крышками или
колпаками.
Искажение концентрации примесей в пробе может также происхо-
дить вследствие сорбции анализируемых примесей стенками посуды.
Известно, что продукты коррозии лучше сорбируются полиэтиленом, чем
стеклом. По этой причине при определении продуктов коррозии пред-
почтение должно быть отдано стеклянной посуде. Примесь, адсорбиро-
ванная стенками, при обычном мытье посуды удаляется не полностью.
262
Если сосуд, в котором раньше хранили пробы с высокой концентрации
ей примесей, использовать для отбора и хранения проб с очень малой
их концентрацией, то в результате десорбции со стенок их концентра-
ция в пробе повысится. При обратной последовательности использова-
ния сосудов будет протекать процесс адсорбции примесей стенками,
и концентрация в пробе понизится. Если иметь в виду возможность
протекания процессов сорбции и десорбции примесей стенками посуды,
в целях получения представительных проб очень важно иметь для
каждой точки отбора свои пробоотборные сосуды. Чтобы не про-
исходило путаницы, сосуды должны иметь соответствующую мар-
кировку.
Изменение концентраций отдельных примесей может
происходить во время движения пробы по пробопроводной
трассе. Так, коррозия этой трассы может вызвать уменьше-
ние концентрации растворенного кислорода и увеличение
содержания продуктов коррозии. Чтобы уменьшить нару-
шение представительности проб по этой причине, рекомен-
дуется делать пробопроводные линии из коррозионно-стой-
ких материалов и сокращать их протяженность. Коррози-
онно-стойкий материал необходим еще и потому, что в
случае коррозионных повреждений участка трубки, кото-
рый проходит через холодильник, охлаждающая вода с
большим давлением сможет попасть в анализируемую сре-
ду и исказить ее состав. Так как более уязвимыми в отно-
шении коррозии являются места сварки, нужно, чтобы
сварные стыки пробопроводки находились за пределами
холодильников, охлаждающая вода которых обычно содер-
жит коррозионно-активные примеси.
Для пробопроводных трасс основного цикла ТЭС рекомендуется
использовать нержавеющую сталь. Избежать искажения проб в отно-
шении продуктов коррозии при существующей практике делать длин-
ные пробоотборные линии (от места отбора до экспрессглаборатории),
даже при изготовлении их из нержавеющей стали, практически невоз-
можно. Замечено, что когда расход пробы через пробоотборную точку
изменяется во времени, то обычно при увеличении расхода концентра-
ции продуктов коррозии железа увеличиваются, а при уменьшении
расхода снижаются. Такой характер изменения связан с оседанием взве-
шенных частиц в пробопроводной линии при малых скоростях движения
и смывом этих частиц, когда скорость потока увеличивается. Исходя
из этих наблюдений целесообразно поддерживать расход через пробоот-
борную линию постоянным. Чтобы препятствовать осаждению взвешен-
ных частиц из потока воды, скорость последнего должна быть значи-
263
тельной. Однако при необходимости поддерживать расход пробы по-
стоянным и иметь не слишком большие потери рабочей среды через
точки отбора требование иметь значительную скорость означает при-
менять трубки малого диаметра. По мере уменьшения диаметра про-
бопроводных линий увеличивается опасность их засорения грубодис-
персными частицами отложений, вымываемых из оборудования при вод-
ных и химических промывках. На практике принимаются различные
компромиссные решения.
Нарушения представительности проб перегретого пара
по продуктам коррозии обусловливаются также условиями
самого отбора. Действительно, в связи с тем что отбирае-
мая проба пара должна быть превращена в конденсат, на-
до осуществить охлаждение и снизить давление до атмос-
ферного. При снижении температуры и давления перегре-
того пара растворимость в нем примесей снижается.
Поскольку перегретый пар по продуктам коррозии являет-
ся обычно насыщенным раствором, достаточно небольшо-
го охлаждения, чтобы пар стал пересыщенным раствором
и из него начала выделяться твердая фаза, частично оса-
ждающаяся на стенках. Возможность выделения в твердую
фазу не исключена и для других примесей. Чтобы умень-
шить нарушение представительности проб перегретого па-
ра по указанной причине, целесообразно снижать давление
после холодильника или участок пробопроводки до холо-
дильника делать возможно короче.
В условиях, когда нет полной уверенности в получении
представительных проб, результаты химического контроля
должны рассматриваться как ориентировочные.
Для получения более объективных данных о поведении
продуктов коррозии по пароводяному тракту ТЭС во время
текущих и капитальных ремонтов выполняют осмотры
внутренних поверхностей оборудования, делают вырезки
образцов труб, определяют количество образовавшихся
железоокисных и медных отложений. Собранные этим пря-
мым путем данные сопоставляют с результатами эксплуа-
тационного химического контроля за предшествующий пе-
риод.
В отношении примесей, которые не участвуют в коррозионных про-
цессах и находятся в воде в истинно растворенном состоянии, материал
шробоотборных устройств и расходы воды через них не оказывают
влияния на представительность пробы. Однако пропускать воду с ма-
-лой скоростью и иметь пробопроводные трассы большого диаметра и
большой протяженности при контроле истинно растворенных примесей
264
также нежелательно. С увеличением емкости пробопроводных трасс и
уменьшением расхода пробы увеличивается время прохождения пробы
к приборам-анализаторам и в экспресс-лабораторию, соответственно
анализ пробы выполняется с опозданием. Большое запаздывание ведет
к снижению оперативности эксплуатационного контроля.
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ЗА ПИТАТЕЛЬНОЙ
ВОДОЙ И ЕЕ СОСТАВЛЯЮЩИМИ
12.1. ОРГАНИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
ЗА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДОЙ
В объем контроля за питательной водой входят все
нормируемые показатели. Для прямоточных и барабанных
котлов давлением свыше 10 МПа таковыми являются крем-
некислота, растворенный кислород, продукты коррозии же-
леза и меди, гидразин, нефтепродукты, затем жесткость и
pH. Кроме того, для прямоточных котлов в этот перечень
следует внести натрий и удельную электропроводимость
Н-катионированной пробы, а для барабанных котлов —
содержание нитритов и нитратов. Для котлов давлени-
ем от 4,1 до 7,1 МПа из числа перечисленных ..показа-
телей исключается кремнекислота. Поскольку на уста-
новках средних параметров допускается применение либо
гидразина, либо сульфита натрия, в случае сульфитирова-
ния воды в нормируемые показатели включается сульфит
натрия и исключается гидразин.
Несмотря на большое число нормируемых показателей,
которые довольно полно характеризуют состав основных
примесей питательной воды, иногда встречается необходи-
мость вводить в объем контроля дополнительные (контро-
лируемые) показатели. На разных установках перечень
контролируемых показателей неодинаков.
На блоках сверхкритических параметров в число кон-
тролируемых показателей включают условный окислитель-
но-восстановительный потенциал еН и содержание водо-
рода. Непрерывный контроль еН питательной воды прибо-
рами регистрирующего типа в совокупности с измерением
pH и электропроводимости позволяет оценить электрохи-
мическое состояние среды. Концентрации водорода в пи-
тательной воде дают представления об интенсивности кор-
17—905
265
розионных процессов. Для котлов среднего давления, ко-
торые питаются с добавками умягченной воды и работают
на фосфатно-солевом режиме котловой воды, контролируе-
мыми показателями обычно являются щелочность, хлори-
ды и общее солесодержание.
Места расположения точек отбора проб питательной воды по ряду
показателей регламентированы действующими нормами на питательную
воду. Непосредственно это относится к растворенному кислороду и гид-
разину, для которых оговорено (см. табл. 8.2), что нормы относятся
по О2 к воде после деаэратора и питательных насосов, по N2H4 к воде
перед экономайзером. Если бы концентрации кислорода и гидразина не
изменялись при движении воды по питательному тракту, тогда было
бы безразлично, в какой из его точек определять их концентрацию.
В действительности это не так; концентрация N2H4 на протяжении пи-
тательного тракта постепенно уменьшается в связи с окислительно-вос-
становительными процессами. Вводя гидразин в цикл станции, необхо-
димо обеспечивать и регулировать его подачу таким образом, чтобы
концентрация N2H4 укладывалась в интервал 20—60 мкг/кг перед по-
ступлением воды в экономайзер. Концентрации гидразина в месте вво-
да реагента, очевидно, будут больше, но контролировать их абсолют-
ные значения систематически нет необходимости. В деаэраторе, пред-
назначенном для удаления газообразных примесей, концентрация
кислорода уменьшается, однако в результате присосов воздуха на вса-
сывающей стороне питательных насосов она может снова увеличивать-
ся. На участке от питательных насосов до экономайзера, где источники
поступления кислорода отсутствуют, концентрация О2 может только
снижаться в результате процессов коррозии и взаимодействия кисло-
рода с восстановителями. При указаниях, содержащихся в ныне дейст-
вующих нормах, точки отбора проб на кислород должны находиться
после деаэратора и после питательных насосов. Таким образом, в пре-
делах питательного тракта получаются как минимум три точки отбора
проб (рис. 12.1), а именно на выходе из деаэратора 1, непосредствен-
но после питательных насосов 2 и на входе в экономайзер 3. Когда к
питательным насосам вода поступает не из одного, а из нескольких
деаэраторов, точки отбора проб располагаются у каждого из аппаратов.
Примеси, концентрации которых не изменяются в питательном трак-
Рис. 12.1. Расположение точек
отбора проб в питательном
тракте:
1—3 — точки отбора (ВЭ — эконо-
майзер)
266
те, т, е. для которых отсутствуют источники поступления и не проис-
ходит их выделения в твердую фазу на поверхностях ПВД, могут кон-
тролироваться на любом участке тракта. К таким примесям из числа
нормируемых относятся натрий, соли кальция и магния (жесткость),
кремнекислота, нефтепродукты. Для примесей, концентрации которых
могут изменяться при прохождении воды по питательному тракту, при
выборе точки отбора необходимо учитывать характер изменения кон-
центраций. Так, содержание железа в питательной воде в результате
коррозионных процессов может увеличиваться; следовательно, чтобы
проверить, насколько выдерживаются нормы по железу, устанавливаю-
щие верхний его предел, необходимо определять его содержание там,
где оно достигает максимума. Если медные сплавы в питательном
тракте не применяются, то концентрация меди по тракту возрастать не
может. Однако не исключено снижение концентраций меди в связи с
образованием медных отложений в питательных насосах, в деаэраторе
и с водяной стороны ПВД, Для контроля выполнения норм по меди
концентрацию этой примеси целесообразно проверять в питательной во-
де на входе в экономайзер. Чтобы выяснить поведение меди по пита-
тельному тракту, надо определять ее концентрацию сразу в нескольких
точках. Концентрация аммиака в тракте питательной воды может не-
сколько изменяться в связи с возможным термическим разложением
гидразина и содержащихся в воде органических примесей. Так как кон-
центрация NH3 оказывает влияние на значения pH и электропроводи-
мости воды, то эти показатели целесообразно контролировать на входе
в экономайзер.
Для отбора проб питательной воды применяют зонды
несложной конструкции. На рис. 12.2 схематично показаны
трубчатый и однососковый зонды. Основными частями их
являются собственно пробоотборная трубка и штуцер. Про-
боотборная трубка малого диаметра (5—8 мм) должна
быть выполнена из нержавеющей стали, штуцер — из той
же стали, что и трубопровод. Толстые стенки штуцера
обеспечивают надежное крепление зонда в трубопроводе.
Входное отверстие зонда, заглубленное на одну четверть
диаметра трубопровода, должно быть обращено навстречу
потоку рабочей среды. Чтобы при монтаже зонда не были
допущены ошибки в его размещении, на штуцере наносят-
ся специальные установочные риски.
Для снижения температуры и давления отбираемой про-
бы устанавливают холодильники и дроссели. Подключение
к точке отбора автоматических анализаторов, весьма чув-
ствительных к колебаниям расхода и температуры, требу-
ет дополнительных устройств, обеспечивающих постоянст-
во расхода пробы через датчик прибора и сброс пробы
267
Рис. 12.2. Зонды для отбора проб питательной воды:
а — трубчатый зонд; б — однососковый зонд; 1 — пробоотборная трубка; 2 — шту->
цер; 3 ~ установочная риска; 4 — сосок
помимо датчика в случае повышения температуры против
заданного значения. Схема отбора проб на автоматичес-
кий анализатор показана на рис. 12.3.
В этой схеме проба питательной воды, пройдя холодильник, через
электромагнитный клапан поступает в переливной бачок, выравни-
вающий колебания давления. Бачок располагается над датчиком ана-
лизатора на высоте около 2 м. Поток пробы в анализатор отбирается
из переливного бачка ниже уровня. Восходящее движение воды в
бачке и соответствующий расход ее через перелив предотвращают за-
грязнение пробы примесями из воздуха. Часть воды из переливного
бачка поступает на защитное устройство, которое закрывает электро-
магнитный клапан при повышении температуры сверх заданного зна-
чения. В случае закрытия клапана проба после холодильника через
268
14
Рис. 12.3. Схема отбора
проб питательной воды
на автоматический ана-
лизатор:
1 — анализатор; 2 — перелив-
ной бачок; 3 — защитное
устройство; 4 ~ электромаг-
нитный клапан; 5 — вентиль;
6 — холодильник; 7 — бай-
пас; 8 — дроссель; 9 — вы-
ход пробоотборной трубки
из трубопровода; 10 — запор-
ные вентили; 11—дренаж-
ный коллектор; 12, 13 — дре-
нажи; 14 — воздушный вен-
тиль
“Г“
Y73
байпас поступает на сброс. Расходы пробы и ее температура устанав-
ливаются в зависимости от особенностей автоматических анализаторов.
В большинстве приборов расход пробы составляет 35—40 кг/ч, рабочая
температура 40 °C.
При установлении графика контроля по каждому из по-
казателей учитываются многие факторы. Важнейшим из
них является скорость изменения показателей при измене-
нии состояния водного режима. Так, при нарушениях режи-
ма деаэрации остаточные концентрации кислорода в деа-
эрированной воде могут резко возрастать. При этом коли-
чества дозируемого гидразина для связывания кислорода
может не хватить, в результате будут нарушены нормы
питательной воды по обоим показателям — кислороду и
гидразину. Учитывая, что режим работы деаэраторов мо-
жет разлаживаться довольно легко, целесообразно контро-
лировать концентрацию кислорода в питательной воде не-
прерывно. Для этого необходимо иметь автоматический
анализатор на кислород, который должен быть установлен
в. точке отбора проб за питательным насосом.
*1 .ь
Так как нарушение норм по кислороду требует оперативных дей-
ствий персонала — устранения нарушений в работе деаэратора, увели-
чения дозы гидразина, то необходимо, чтобы кислородомеры помимо
регистрирующих устройств имели и сигнализацию, извещающую дежур-
ный персонал о превышении установленных норм. При наличии в точке
отбора за питательным насосом кислородомера с сигнализацией ставить
кислородомеры у каждого деаэратора необязательно. Чтобы устано-
вить, какой из деаэраторов работает плохо, достаточно взять разовые
пробы на кислород за каждым деаэратором и сравнить результаты опре-
делений. У деаэратора с нарушенным режимом остаточные концентра-
269
ции кислорода будут значительно выше. Если в пробах воды от каж-
дого деаэратора концентрация кислорода окажется в пределах нормы,
то причиной нарушения следует считать присосы воздуха на всасыва-
ющей стороне питательных насосов.
Важным фактором при выборе графика контроля явля-
ется характер контроля. Он может быть либо оперативным,
либо поверочным. Оперативный контроль предполагает,
что его результаты повлекут за собой быстрые действия
персонала, направленные на устранение выявленных на-
рушений водного режима, при этом на станции должны
существовать возможности для немедленной реализации
намеченных действий.
Контроль за растворенным кислородом является оперативным.
Действительно, в случае, когда будут обнаружены повышенные кон-
центрации кислорода в деаэрированной воде, персонал может добиться
нормализации, наладив работу деаэратора и увеличив дозировку вос-
становителя. Иначе сложится ситуация, когда будет обнаружено уве-
личение сверх нормы концентрации продуктов коррозии в питательной
воде. Предположим, что увеличение концентрации железа было заме-
чено при пуске установки из резерва. В этом случае такое увеличение
может свидетельствовать о недостаточно эффективной консервации
оборудования во время простоев. Пока будет происходить смыв с по-
верхностей конденсатно-питательного тракта накопившихся продуктов
стояночной коррозии, нормы по содержанию железа не будут выпол-
няться. Установив такое нарушение водного режима, эксплуатационный
персонал не в силах устранить его. Даже при наличии в тепловой схеме
ТЭС конденсатоочистки концентрации железа в питательной воде будут
снижаться постепенно. Меры по улучшению консервации оборудования
могут быть реализованы в лучшем случае при следующем останове.
С точки зрения упорядочения водного режима в последнем из рас-
смотренных случаев не так важно, в какой момент времени — раньше
или несколько позже — обнаружилось нарушение водного режима.
Когда нет оперативных способов воздействовать на возникшие наруше-
ния, момент получения информации не имеет большого значения. В по-
добных ситуациях нет необходимости вести непрерывный контроль по
показателям, которые не могут быть оперативно приведены в соответ-
ствие с нормами. По отношению к питательной воде такими показате-
лями из числа нормируемых являются соединения железа и меди.
При выборе графика контроля питательной воды учи-
тываются также особенности котла (тип, параметры, мощ-
ность) и тепловой схемы (блочная, секционированная).
Необходимость повышения надежности работы мощных
энергоблоков сверхвысоких и сверхкритических парамет-
270
ров обусловливает усиление контроля за водным режимом
таких установок. Как правило, освоение новых типов обо-
рудования и новых водно-химических режимов связано
<о сбором и накоплением статистических данных по ре-
зультатам химического контроля, которые необходимы
для правильной оценки влияния эксплуатационных усло-
вий и различных способов ведения водного режима. С уче-
том указанных соображений график контроля для мощ-
ных блочных установок сверхвысоких и сверхкритических
параметров устанавливается более плотным, т. е. разовые
пробы берут чаще, чем для установок более низких пара-
метров.
В табл. 12.1 приводятся рекомендуемые ВТИ [12.1] графики экс-
плуатационного химического контроля за питательной водой установок
разного типа. Поскольку в настоящее время ТЭС в недостаточном объеме
снабжаются промышленными анализаторами разного назначения, то на
Таблица 12.1. График контроля за питательной водой установок
разного типа
-*......... ' - . .1.. _L-.-_._-_~
Контролируемый ТЭС с прямо-
показатель точными котлами
ТЭС с барабанными котлами
Добавочная
о бессоленная
вода
Добавочная
умягченная вода
Натрий
Жесткость
Кремнекислота
Кислород
Гидразин
рн
Аммиак
Железо
Медь
Нефтепродукты
(масла)
Электропроводи-
мость
Водород
Щелочность
Хлориды
Сульфаты
Примечание,
гистрацией.
Авт. (1 раз в
- сутки)
1 раз в смену
Авт. (1 раз в
смену)
Авт. (1 раз в
сутки)
1 раз в сутки
Авт.
1 раз в неделю
То же
» »
» »
Авт.
То же
1 раз в сутки
То же
1 раз в сутки
Авт. (1 раз в
сутки)
1 раз в сутки
Авт.
1 раз в неделю
1—2 раза в ме-
сяц
То же
1 раз в неделю
Авт.
То же
1 раз в смену
Авт. — устанавливается автоматический
1 раз в сутки
1 раз в сутки
Авт.
1 раз в неделю
1—2 раза в ме-
сяц
То же
1 раз в неделю
1 раз в сутки
Авт.
1 раз в смену
1—2 раза в ме-
сяц
То же
анализатор с ре-
271
случай отсутствия необходимых автоматических анализаторов преду-
сматривается отбор разовых проб по графику, который в табл. 12,1 по-
мечен у соответствующих показателей в -скобках. Отбор разовых проб
необходим также и при наличии работающих автоматических анализа-
торов для проверки правильности их показаний.
Выбирать методы анализа при осуществлении химиче-
ского контроля водного режима приходится лишь для тех.
проб, которые исследуются в химической лаборатории.
Пробы, проходящие через датчики автоматических прибо-
ров, анализируются теми методами, которые заложены в
основу каждого из них. Для обеспечения работы автомати-
ческих анализаторов со стороны химической лаборатории
на первый взгляд требуется немного: готовить растворы
реактивов для пополнения запасов, расходующихся в ана-
лизаторах. Однако эта работа требует большой тщательно-
сти и большого внимания, особенно когда анализаторы по-
строены по типу автоматических фотоэлектроколориметров
(например, импортный кремнемер марки 58 F) и расходу-
ют ряд реактивов в значительных количествах. От чисто-
ты реактивов, применяемых в анализаторах, чистоты воды,
на которой готовятся их растворы, в большой мере зави-
сит надежность показаний этих приборов.
№
Как уже отмечалось ранее, методики аналитических определений,
выполняемых на ТЭС, унифицированы. Они подробно описаны в [11.1
и 12.1]. Усилиями и инициативой уральских химиков Е. М. Якимец и
Д. А. Савиновского, популяризировавших методы трилонометрии, начи-
ная с 1945 г., последние получили на электростанциях достаточно широ-
кое применение. Перечень основных методов, используемых при экс-
плуатационном контроле питательной воды в соответствии с объемом,
последнего, дан в табл. 12,2.
Питательная вода современных котлов, особенно сверх-
высоких и сверхкритических параметров, отличается вы-
сокой степенью чистоты. Фактические концентрации при-
месей часто бывают меньше чувствительности известных
методов их определения. С целью повышения чувствитель-
ности и точности определений при выполнении анализов,
питательной воды используют методы получения обогащен-
ных проб. Как известно, обычные методы предполагают
проведение анализа отобранной пробы в том виде, как она
есть. Методы обогащения предусматривают получение из
отобранной пробы новой пробы существенно меньшего объ-
ема, в которой, однако, сохранилось все количество анали-
зируемой примеси. Благодаря сокращению объема пробы
272
Таблица 12.2. Рекомендуемые методы анализа для питательной
воды
Контролируемый показатель Метод Примечание
pNa Натрий Потенциометрический Пламяфотометрический
Жесткость Объемный комплексоно-, метрический или коло- риметрический Для прямоточных кот- лов определение мо- жет производиться в предварительно обога- щенной пробе
Кремнекислота Колориметрический мо- либдатный Определяется только ре- акционноспособная кремниевая кислота
Кислород Колориметрический с ме- тиленовым голубым или с сафранином Т $
Гидразин Колориметрический с па- радиметиламинобен- зальдегидом ъ
pH Аммиак Потенциометрический Колориметрический с ре- активом Несслера . V —
Железо Колориметрический ор- тофенантролиновый или сульф осалицилат- ный При обогащении пробы с помощью окисленной целлюлозы
Медь Колориметрический с ди- этилдитиокарбаматом натрия или свинца, а также с реактивом купризон С применением экстраги- рования ч
Нефтепродукты Колориметрический с эк- страгированием сер- ным эфиром или гек- саном либо флуорес- центный *
Электропроводи- мость Кондуктометрический С подключением к точке отбора переносного лабораторного кондук- томера с проточным датчиком
Щелочность Объемный ч
Хлориды Ртутный объемный или колориметрический с дифенилкарбазоном 1 *
Сульфаты Весовой или объемно- катионитный С применением лабора- торного Н-катионитного фильтра
273
концентрации отдельных примесей в ней возрастают, и их
определение становится возможным с использованием не
столь чувствительных методов. Степень обогащения, илщ.
как ее еще называют, кратность концентрирования, опреде-
ляется отношением объемов исходной и обогащенной проб.
Самым простым способом получения обогащенных проб является
выпаривание. Для того чтобы в процессе выпаривания исключить по-
терю анализируемой примеси с капельным уносом, необходима малая
скорость выпаривания. А это значит, что для получения большой сте«
пени обогащения нужно затратить много времени. Если длительное
выпаривание вести в лаборатории, не имеющей кондиционированного
воздуха, то за время выпаривания в пробу может попасть такое коли-
чество примесей, что она станет непредставительной. Указанные затруд-*
нения исключаются при получении обогащенных проб в промышленных
солемерах ЦКТИ, где выпаривание пробы ведется без соприкосновения
ее с воздухом. Схема солемера ЦКТИ с малогабаритным концентрато-
ром, предложенного и сконструированного А. А. Мостофиным, показа-
на на рис. 12.4.
Рис. 12,4. Схема солемера ЦКТИ с малогабаритным концентратором:
I—зонд для отбора пробы; 2 — отвод в бак низких точек; 3— холодильник; 4—
отбор концентрата на анализ; 5 — переливная колонка; 6 — подвод охлаждающей
воды; 7 — дроссельная приставка; 8 — подвод греющего пара; 9 — трубопровод
питательной воды; 10—14 — испарители; 15 — конденсатор выпара; 16 — датчик
измерения электропроводимости; 17 ~ регистратор; 18 — дроссельная шайба; 19 —
вентиль для периодической продувки
274
Солемер ЦКТИ подключается к точке отбора проб через десяти-
ступенчатую дроссельную приставку, которая предназначена для сни-
жения давления и ограничения расхода. После холодильника, где тем-
пература снижается до 25—35 °C, проба проходит через переливную
колонку, служащую для стабилизации давления, и поступает в испари-
тели. Всего испарителей пять. Проба последовательно перетекает из
первого в последний, постепенно выпариваясь. Внутри каждого испа-
рителя имеются трубчатые нагреватели с паровым обогревом насыщен-
ным или перегретым паром низкого давления (0,6—1,2 МПа). Конден-
сат греющего пара через дроссель и холодильник направляется на
сброс. Выпар каждого испарителя, пройдя через свою дроссельную
шайбу, поступает в общий конденсатор и оттуда через холодильник
направляется на сброс. Упаренная проба из четвертого испарителя
проходит через датчик измерения электропроводимости (измерения про-
изводятся при температуре, близкой к 100 °C) и оттуда через гидроза-
твор поступает в пятый испаритель. Обогащенная проба вытекает из
пятого испарителя. Солемер ЦКТИ рассчитан на 15-кратное упаривание.
Кратность концентрирования проб в приборе стабильна и легко под-
дается проверке; она равна отношению расхода пробы, поступившей
на выпаривание, к расходу концентрата из пятого испарителя. Расход
отбираемой пробы на солемер ЦКТИ с малогабаритным датчиком со-
ставляет 15—25 кг/ч. Показанная на рис. 12.4 схема солемера ЦКТИ
отвечает условиям отбора проб питательной воды и перегретого пара.
При использовании солемеров ЦКТИ для контроля среды с низкой тем-
пературой и давлением (турбинный конденсат, обессоленная вода)
вместо десятиступенчатой дроссельной приставки вводят трехступенча-
тый дроссель облегченной конструкции и не ставят холодильник на вхо-
де в прибор.
Обогащенными пробами питательной воды из солемеров ЦКТИ це-
лесообразно пользоваться при определении натрия, хлоридов, жестко-
сти, кремнекислоты. Для контроля за содержанием продуктов коррозии
от концентрата солемеров приходится отказываться в связи с возмож-
ным нарушением представительности проб, так как неизвестно, в ка-
ком количестве поступают в пробу продукты коррозии металла са-
мого солемера и сколько отлагается на его поверхностях этих про-
дуктов.
При контроле качества питательной воды используется также ме-
тод получения обогащенных проб путем экстрагирования. Концентри-
рование и отделение малого количества примеси из относительно боль-
шого объема воды достигается при этом способе введением в исходную
пробу небольшого объема соответствующего органического растворите-
ля, практически не смешивающегося с водой и мало в ней раствори-
мого. Полученный экстракт или остаток от его выпаривания являются
«обогащенной пробой по примеси, которая экстрагировалась, С приме-
275
пением метода экстрагирования при контроле за питательной водой
ведутся определения меди и нефтепродуктов (табл, 12,2).
Весьма широко применялся и продолжает применяться до сих пор»
особенно на ТЭС, где нет высокочувствительных пламяфотометров, мс-
•тод получения обогащенных проб с использованием ионитов. Этот
способ был предложен и детально разработан для катионов Ю. М. Кост-
рикиным (ВТИ) в 1948 г., а для анионов А. А. Котом (ВТИ) в 1950 г.
Его практическое применение в энергетике сыграло исключительна
большую роль в расширении представлений о чистоте рабочей среды
ТЭС, позволило уточнить требования к качеству пара, обнаружить яв-
ление избирательного выноса паром некоторых примесей котловой воды.
Сущность метода обогащения проб для катионов сводится к фильтро-
ванию больших объемов исходной пробы через колонку, заполненную-
сильнокислотным катионитом, который предварительно должен быть
тщательно обработан кислотой, В процессе фильтрования происходят
поглощение катионов из раствора и их накопление в катионите (анало-
гично анионов в анионите). По окончании фильтрования через катионит
пропускают небольшой объем кислоты. Поглощенные катионы вытесня-
ются ионами водорода и оказываются в объеме кислого регенерата,
который и является обогащенной пробой. Таким способом можно полу-
чать достаточно большие кратности концентрирования. Обычно их вы-
бирают в пределах от 100 до 500.
Непрерывный контроль электропроводимости питатель-
ной воды промышленными кондуктометрами с регистратора-
ми, как уже указывалось выше, имеет целью обнаруживать
повышение в питательной воде содержания ионизиро-
ванных примесей. В зависимости от особенностей применя-
емых кондуктометров (с предвключенными или без пред-
включенных Н-катионитных фильтров), а также специфи-
ки организации водного режима эта задача разрешается с
большим или меньшим успехом. Так, ,на блочных установ-
ках с прямоточными котлами, когда имеется 100%-ная
конденсатоочистка, ионизированные примеси питательной
воды, а следовательно, и ее электропроводимость бывают
обусловлены в основном введенным аммиаком и гидрази-
ном, а также остаточными концентрациями ионов, не уда-
ленных на конденсатоочистке. При определении электро-
проводимости питательной воды кондуктометром, в котором
не предусмотрена предварительная обработка пробы, из-
меряется суммарная проводимость всех этих компонентов.
Поскольку в этой сумме доля аммиака очень велика, то
изменение общей электропроводимости при увеличении со-
левой составляющей оказывается совсем незначительным.
В этих условиях нарушения водного режима (например»
276
при неполадках в работе конденсатоочистки) могут остать-
ся незамеченными. Вместе с тем нарушения в дозировании
аммиака в сторону завышения, которые будут сопровож-
даться заметным увеличением электропроводимости, могут
быть ошибочно истолкованы как ухудшение работы кон-
денсатоочистки. Повышению надежности кондуктометриче-
ского контроля питательной воды в указанных условиях
отвечает применение кондуктометров с предвключенными:
Н-катионитными фильтрами.
В кондуктометрах с предвключенными Н-катионитными фильтрами
через датчик прибора проходит Н-катионированная проба. Как извест-
но, в процессе Н-катионирования все катионы раствора обмениваются
на содержащиеся в катионите ионы водорода. Качественно состав анио-
нов раствора при Н-катионировании изменяется мало. В результате
перехода в раствор ионов водорода заметно снижается в нем концен-
трация ионов гидроксила. Если бы анализируемый раствор содержал
только аммиак, диссоциирующий с образованием ионов ?<1Ту и ОН",
и гидразингидрат, диссоциирующий с образованием ионов N2H^“ и ОН",
то после Н-катионирования раствора при условии полного поглощения
катионов его электропроводимость определялась бы лишь собственными
ионами воды, степень диссоциации которой очень мала. В случае, когда
в растворе наряду с аммиаком и гидразином содержатся какие-либо
соли, электропроводимость Н-катионированного раствора будет отли-
чаться от электропроводимости самой воды на значение, пропорцио-
нальное концентрации солей, а точнее, образовавшихся из них кислот.
При удалении из пробы аммиака и гидразина предвключенным
Н-катионитным фильтром кондуктометр четко регистрирует даже не-
большие изменения концентраций других ионизированных примесей.
При нормальной работе конденсатоочистки в питательной воде прямо-
точных котлов отсутствует свободная углекислота, поэтому изменения
показаний кондуктометра с Н-катионитным фильтром могут быть с до-
статочной точностью приравнены к изменению в питательной воде кон-
центрации солей. Их увеличение ведет к увеличению электропроводи-
мости Н-катионированной пробы, снижение— к ее уменьшению. Так.
как в питательной воде прямоточных котлов общая концентрация со-
лей мала, электропроводимость солевой составляющей оказывается со-
измеримой с электропроводимостью самой воды.
Весьма важно при контроле чистоты воды по электро-
проводимости, особенно при высоком качестве последней,,
направлять в датчик прибора охлажденную пробу и обес-
печивать постоянство температуры, которая существенно
влияет на электропроводимость. Влияние температуры на
проводимость самой воды и на проводимость ионизирован-
27Z
Рис. 12.5. Зависимость электропроводимо-
сти воды от температуры:
1 — расчетная кривая для теоретически чистой
воды; 2 — экспериментальная кривая, полученная
для предельно чистой воды
ных примесей неодинаково. Так, ес-
ли при изменении температуры на
1 °C проводимость большинства при-
месей изменяется примерно на 2 %,
электропроводимость самой воды
изменяется более чем на 10 %. За-
висимость электропроводимости воды от температуры по-
казана на рис. 12,5. Схема отбора проб питательной воды
на высокочувствительные кондуктометры с предвключен-
ными Н-катионитными фильтрами должна предусматри-
вать автоматическое отключение прибора в случае повы-
шения температуры воды во избежание получения ложных
показаний. Кондуктометры с предвключенными Н-катио-
нитными фильтрами дают показания, не соответствующие
-солевой составляющей электропроводимости анализируе-
мой пробы, когда в питательной воде содержится углекис-
лота. Так как в процессе Н-катионирования1 углекислота
не удаляется, в подобных случаях для оценки солевой со-
ставляющей необходимо вводить поправку на ее содержа-
ние.
12.2. ОРГАНИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
ЗА СОСТАВЛЯЮЩИМИ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Питательная вода котлов представляет собой смесь
^различных конденсатов и добавочной воды. На станциях с
конденсационными турбинами основными составляющими
^питательной воды являются конденсаты турбин и регене-
ративных подогревателей. На станциях с турбинами, име-
ющими производственные и теплофикационные отборы,
к основным составляющим относятся также конденсат се-
тевых подогревателей, добавочная вода и конденсат произ-
водственных потребителей пара. Качество всех составля-
ющих питательной воды должно быть таким, чтобы в ко-
нечном итоге обеспечивалось выполнение норм для пита-
тельной воды. Если ограничиться проверкой качества пи-
1 Этого недостатка лишены солемеры ЦКТИ, так как в них проис-
ходит удаление не только аммиака, но и углекислоты. — Прим. ред.
278
тательной воды и оставить без внимания ее составляющие^
то в случае нарушения норм нельзя будет установить, ка-
кая из составляющих вызывает это нарушение, и, следова-
тельно, нельзя будет быстро принять меры по приведению
водного режима к нормальному состоянию.
Никогда не известно заранее, когда могут произойти те
или иные нарушения водного режима. Значит ли это, что
нужно контролировать все составляющие питательной во-
ды по всем показателям? Совсем нет. Правильная органи-
зация химического контроля за составляющими питатель-
ной воды предполагает систематическое наблюдение лишь
за теми показателями, которые типичны для каждой со-
ставляющей и лучше всего характеризуют отклонение ее
качества от нормы. Зная источники поступление примесей
в отдельные составляющие, можно наметить объем хими-
ческого контроля по каждой из них.
В конденсатах греющего пара регенеративных подо-
гревателей высокого и низкого давления основной приме-
сью являются продукты коррозии, которые смываются с
паровой стороны поверхностей самих подогревателей.
Обычно конденсаты ПВД сбрасываются в деаэратор, по-
этому все количество содержащихся в конденсате продук-
тов коррозии поступает в питательную воду. Конденсаты
ПНД вводятся в конденсатный тракт ТЭС. На блоках
с прямоточными котлами конденсаты ПНД посту-
пают в конденсатор и вместе с турбинным конденса-
том проходят через конденсатоочистку, где продукты кор-
розии удаляются. Конденсаты ПВД минуют конденсато-
очистку и остаются неочищенными.
Нормы по железу для питательной воды прямоточных
котлов более строгие, чем у барабанных котлов, доля же
конденсата ПВД в общем потоке питательной воды у пря-
моточных котлов бывает значительно больше, чем у бара-
банных, установленных на ТЭЦ. Таким образом, для пря-
моточных котлов создается большая опасность нарушения
норм питательной воды по железу, чем для барабанных.
Отсюда следует, что если для последних достаточно огра-
ничиться эпизодическим контролем содержания железа в
конденсате ПВД, для прямоточных котлов требуется про-
водить определения железа значительно чаще.
В конденсат турбины примеси поступают с потоком от-
работавшего пара и с присосами охлаждающей воды. Так
как вынос примесей с паром из турбины благоприятен в
отношении поддержания чистоты ее проточной части, повы-
279*
шение концентраций примесей в турбинном конденсате в
результате этого процесса не должно рассматриваться как
нарушение водного режима ТЭС. Присосы охлаждающей
воды в конденсаторах для установок с конденсационными
турбинами являются основным источником поступления
примесей в цикл, поэтому для таких станций повышение
плотности конденсаторов турбин существенно сказывается
на улучшении состояния водного режима.
Водяная плотность конденсаторов турбин оценивается по коэффи-
циенту присоса (см. § 4.3). Для расчета этой величины необходимо
знать концентрации примесей в турбинном конденсате, охлаждающей и
добавочной воде в случае, когда она также вводится в конденсатор.
Принципиально возможно пользоваться для вычисления коэффициента
присоса любой из нелетучих примесей охлаждающей воды. Однако не-
удобно пользоваться показателями, которые требуют для определения
.значительного времени, например сульфатами или общим кремнесодер-
жанием. Нежелательно пользоваться и показателями, которые опреде-
ляются с большими погрешностями или вызывают необходимость про-
ведения дополнительных определений. Так, при контроле по щелочности
потребовалось бы вводить поправку на аммиак и определять его кон-
центрацию в конденсате турбины. Таким образом, после отказа от
ряда показателей приходится делать окончательный выбор из следую-
щих: натрий, общая жесткость и хлориды.
Согласно уравнению (4,5) при номинальной нагрузке турбины ко-,
эффициент присоса подсчитывается как отношение концентрации при-
меси в конденсате к концентрации той же примеси в охлаждающей
воде и выражается в процентах. Погрешность определения каждой из
названных примесей и концентрация этой примеси в охлаждающей воде
влияют на точность определения коэффициента присоса'. В этом легко
убедиться на примерах расчета коэффициентов присоса. Если исполь-
зовать обогащенные пробы конденсата, то можно повысить точность
определения присоса; она повысится пропорционально кратности обо-
гащения пробы.
Так, при возможной погрешности определения жесткости комплек-
сонометрическим методом, равной 2 мкг-экв/л, и жесткости охлаждаю-
щей воды, равной 1,0 мг-экв/л, точность вычисления коэффициента при-
соса составит (2 : 1000) • 100 = 0,2 %, а при жесткости охлаждающей
воды 5,0 мг-экв/л точность определения по этому же показателю соста-
вит (2 : 5000) • 100 = 0,04 °/о- Такая точность окажется совершенно недо-
статочной, если в действительности процент присоса меньше указанных
значений. При кратности обогащения, равной 15, точность вычисления
присоса для охлаждающей воды с жесткостью 1,0 мг-экв/л составит
;0,013 %, для воды с жесткостью 5,0 мг-экв/л—-0,003 %, Имея анализ
.^80
охлаждающей воды, можно выполнить аналогичные расчеты по натрию
и хлоридам и сравнить, какой из трех показателей для данной ТЭС
обеспечивает определение коэффициента с большей точностью.
Поскольку не исключены внезапные нарушения водя-
ной плотности конденсаторов турбин — разрывы отдельных
трубок, быстрое развитие трещин и др., нельзя ограничить-
ся периодической проверкой коэффициента присоса. Для
своевременного выявления аварийных присосов необходи-
мо организовать непрерывный контроль качества турбин-
ного конденсата. Наиболее просто осуществлять контроль
за. аварийными присосами охлаждающей воды с помощью
промышленных кондуктометров. Необходимо, чтобы кон-
дуктометры имели сигнализацию, извещающую персонал
о возникновении аварийного присоса. *
В результате поступления воздуха на участках конден-
сатного тракта, находящихся под вакуумом, турбинный
конденсат загрязняется кислородом. На установках с ба-
рабанными котлами кислород обычно контролируют в од-
ной точке, расположенной за конденсатными насосами.
На установках с прямоточными котлами, имеющих конден-
сатоочистки, контроль за кислородом осуществляют, как
правило', в двух точках — за конденсатными насосами и за
конденсатоочисткой, чтобы раздельно оценить воздушную
плотность конденсатных насосов и всего оборудования
конденсатоочистки. По этим же точкам ведут контроль за
работой конденсатоочистки. Эффект удаления отдельных
примесей оценивается сравнением концентраций в конден-
сате, поступающем на конденсатоочистку и после нее. Кон-
тролируются содержания натрия, кремниевой кислоты, же-
леза и меди. Работа конденсатоочистки контролируется
также автоматическими кондуктометрами и рН-метрами
регистрирующего типа. График контроля за составляю-
щими питательной воды на ТЭС с барабанными котлами
представлен в табл. 12.3.
Конденсат сетевых подогревателей из-за присосов сете-
вой воды загрязняется примесями, в ней содержащимися.
В тепловых сетях закрытого типа основным компонентом
примесей является натрий, поэтому его определение и вы-
бирают для оценки размера присоса. В тепловых сетях с
водоразбором основным компонентом может быть жест-
кость. При небольшой концентрации натрия в этом случае
может оказаться, что определение присоса по жесткости
даст большую точность. Для количественной оценки при-
сосов сетевой воды необходимо периодически отбирать
18—905 281
Т а блица 12.3. График контроля за составляющими питательной
воды на ТЭС с барабанными котлами
Контролируемый показатель Конденсат тур- бин Конденсат сете- вых подогрева- телей Конденсат про- изводственных потребителей пара Добавочная вода
1 обессоленная 1 умягч енная i
Натрий 1 раз в сутки* 1 раз в сутки* — > 1 раз в сутки । I,
Жесткость 1 раз в сутки* — 1 раз в смену 1-1 ч м———
Кремниевая кислота 1 —1— « 1 II 1 1 раз в сутки 1 раз в сутки
Кислород 1 раз в неделю 1 раз в неделю 1
pH ь 1 — — Авт.
Железо 1—2 раза в месяц 1—2 раза в месяц 1 раз в смену 1—2 раза в месяц 1
Медь 1 раз в сутки 1—2 раза в месяц 1—2 раза в месяц
Элект ропров о димост ь Авт. Авт. Авт. Авт. Авт.
Свободная углекисло- та — 1 раз в неделю 1 1 ч
Щелочность Ч 1 1 раз в смену 1 ™ 1 раз в смену
* Определения выполняются в обогащенных пробах.
пробы конденсата сетевых подогревателей и сетевой воды
и определять в них указанные показатели. Для выявления
аварийных присосов необходимо вести непрерывный кон-
троль, измеряя электропроводимость автоматическими
кондуктометрами. Из-за наличия в сетевой воде карбона-
тов и бикарбонатов и их поступления с присосами в кон-
денсате подогревателей возможно присутствие углекислоты.
По этому показателю можно контролировать эффектив-
ность отсоса газов из парового пространства этих подогре-
вателей. Поскольку их трубки выполняются из медных
сплавов, вынос продуктов коррозии с потоком конденсата
этих подогревателей следует контролировать эпизодически
по железу и меди.
Конденсат производственных потребителей пара дол-
жен возвращаться в основной цикл ТЭЦ лишь в случае,
когда его качество удовлетворяет нормам питательной во-
282
ды по жесткости, продуктам коррозии и нефтепродуктам.
Обычно на ТЭЦ есть специальная установка для очистки
конденсата производственных потребителей пара, и хими-
ческий контроль ведется за очищенным конденсатом перио-
дически по всем указанным показателям и непрерывно по
электропроводимости. Если на ТЭЦ нет установки для
очистки производственного конденсата, то возвращаемые на
станцию конденсаты собирают в специальные баки. Вы-
полнив анализы и убедившись в том, что конденсат, нахо-
дящийся в баке, отвечает необходимым требованиям, начи-
нают его использовать как составляющую питательной во-
ды. В случае если концентрация примесей в конденсате
превышает установленные пределы, конденсат ид баков на-
правляют на сброс. В конденсатах производственных по-
требителей пара обычно контролируют жесткость, щелоч-
ность, железо, электропроводимость, pH, а также специфи-
ческие примеси, которые присущи тем или иным производ-
ственным потребителям Е
Подготовка добавочной воды барабанных котлов осу-
ществляется по различным технологическим схемам. Когда
добавочная вода является обессоленной, ее качество обыч-
но оценивают по двум показателям — натрию и кремне-
кислоте. Эти показатели определяют периодически, но не
реже 1 раза в сутки. Стабильность работы обессоливающей
установки контролируют непрерывно по электропроводи-
мости. Повышенный вынос продуктов коррозии с обессо-
ленной водой, как правило, является результатом ухуд-
шения состояния антикоррозионных покрытий водоподго-
товительного оборудования. Так как устранение дефектов
покрытий требует довольно много времени, то нет необхо-
димости часто проверять содержание продуктов коррозии
в обессоленной воде. Когда добавочная вода для барабан-
ных котлов готовится по более простым схемам с примене-
нием на последней стадии двухступенчатого Na-катиони-
рования воды, в число периодически контролируемых по-
казателей включают щелочность и кремнекислоту, а
непрерывный контроль осуществляют по электропроводи-
мости (табл. 12.3).
Подготовка добавочной воды для прямоточных котлов
всегда ведется методами химического или термического
обессоливания. Качество обессоленной воды оценивается
1 Для контроля присутствия этих специфических примесей В. А. Ко-
ровиным и С. Д. Щербининой (ВТИ) создана специальная автомати-
зированная установка. — Прим. ред.
18*
283
Таблица 12.4. График контроля за составляющими питательной
воды на ТЭС с прямоточными котлами
Контр ол ир у ем ы й показатель Конденсат тур- бин перед кон- денсатоочисткой р Конденсат тур- бин после кон- денсатоочистки । Конденсат грею- 1 щего пара ПВД Конденсат за сливными насо- сами ПНД > _ _ Добавочная вода
Натрий 1 раз в сутки* 1 раз в сутки —и * 1 раз в сутки
Жесткость 1 раз в сутки* 1 — » 1 - -
Кремниевая кислота Авт. (1 раз в сутки) Авт. (1 раз в сутки) 1 Авт. (1 раз в смену)
Кислород Авт. (1 раз в сутки) Авт. (1 раз в сутки 11 —
pH Авт. Авт. (1 раз в неделю) и 1 1 ~- 1 » 1 >
Железо 1 раз в неделю 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в неделю
Медь 1 раз в неделю 1 раз в неделю -—
Электропрово- димость Авт. Авт. — —
Примечание. В скобках указана периодичность отбора разовых проб
при отсутствии автоматического анализатора.
* См. примечание к табл. 12.3,
по содержанию натрия, кремнекислоты, а также продуктов
коррозии. На установках, оборудованных кондепсатоочист-
кой, добавочная вода вводится в конденсатор турбины и
вместе с турбинным конденсатом проходит через фильтры
этой установки.
Опыт эксплуатации обессоливающих установок показывает, что
часто в химически обессоленной воде содержание дисперсных форм
кремнекислоты превышает концентрацию ее истинно растворенных форм.
В зависимости от состояния источника водоснабжения и сезонных из-
менений содержание в его воде тонкоразмельченных примесей может
оказаться существенно большим, чем концентрация истинно растворен-
ных веществ. С учетом сказанного представляется целесообразным
включить в число контролируемых показателей добавочной воды, тур-
бинного конденсата и конденсата сетевых подогревателей общее крем-
несодержание воды. Для определения общей концентрации кремниевой
284
кислоты необходимо сначала обработать пробу воды фторидным или
щелочным способом [12.1] с целью перевода «неопределимой» кремне-
кислоты в форму, определяемую обычным колориметрическим способом.
Для отбора проб отдельных составляющих питательной
воды применяются пробоотборные устройства, аналогич-
ные тем, которые используются при отборе проб питатель-
ной воды. Методы анализа используются те же самые,
что и при контроле питательной воды. Рекомендуемые ВТИ
графики контроля за составляющими питательной воды
на ТЭС с барабанными и прямоточными котлами приведе-
ны в табл. 12.3 и 12.4
$
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ЗА ПЕРЕГРЕТЫМ
И НАСЫЩЕННЫМ ПАРОМ И КОТЛОВОЙ ВОДОЙ
13.1. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ЗА ПЕРЕГРЕТЫМ
И НАСЫЩЕННЫМ ПАРОМ КОТЛОВ
Согласно действующим в настоящее время правилам
(см. § 6.4) в число нормируемых показателей качества
пара на установках высоких и сверхкритических парамет-
ров входят натрий и кремниевая кислота, на установках
давлением менее 7 МПа — натрий.
Исходя из требований более глубокого изучения различных вод-
ных, а также тепловых режимов в отношении коррозии оборудования в
настоящее время признается наиболее целесообразным контролировать
протекание коррозионных процессов по содержанию водорода. Так как
интенсивность коррозии на разных участках пароводяного тракта мо-
жет быть различной, контроль за водородом должен осуществляться
одновременно в нескольких точках тракта. Так, для оценки коррозион-
ной активности рабочей среды в пределах котла содержание водорода
необходимо контролировать на входе и выходе из котла, т. е. в пи-
тательной воде и перегретом паре. Для оценки коррозионной активности
перегретого пара содержание водорода необходимо контролировать на
выходе из котла и на выходе из промежуточного пароперегревателя.
Помимо водорода в число контролируемых показателей пара входят
также аммиак и pH. Необходимость определения этих показателей
связана с невозможностью точного определения в паре концентрации
углекислоты, когда она содержится в малых количествах. В число конт-
ролируемых показателей входит и электропроводимость, характери-
зующая содержание в конденсате пара ионизированных примесей. В за-
285
висимости от того, предусматривается или нет подготовка пробы-перед
поступлением в датчик кондуктометра, измеряется либо общая сумма
ионизированных примесей в паре, либо их часть.
В условиях, когда чистота пара не выходит за пределы норм, ха-
рактер химического контроля является поверочным. Однако когда по
тому или иному показателю норма нарушается и химический контроль
должен помочь установить причины возникновения ухудшения чисто-
ты пара и привести к действиям, направленным на их устранение, ха-
рактер контроля становится оперативным. Если при поверочном конт-
роле достаточно ограничиться точкой отбора, расположенной на паро-
проводе, по которому перегретый пар поступает в турбину, то для
оперативных целей необходимо иметь дополнительные точки отбора у
котла. ?Леста расположения этих точек отбора проб связаны с конструк-
тивными особенностями котлов.
Часто причиной ухудшения чистоты перегретого пара барабанных
котлов бывает ухудшение чистоты насыщенного пара. Чтобы в этом
убедиться, необходимо иметь данные о качестве пара, поступающего
в пароперегреватель. Поскольку в барабанных котлах отсутствует об-
щая магистраль насыщенного пара, пробы его можно отбирать либо из
пароперепускных труб, либо из парового объема барабана. Как извест-
но, насыщенный пар подается из барабана во входной коллектор паро-
перегревателя многими трубами, размещенными по всей длине бараба-
на. Если выбрать для точки отбора одну из пароперепускных труб со-
вершенно произвольно, то представление о среднем качестве пара
может оказаться искаженным. Действительно, в условиях, когда кон-
центрация примесей в котловой воде и сепарация пара в пределах ба-
рабана не вполне одинаковы, качество пара в отдельных точках паро-
вого пространства и пара, проходящего по отдельным трубам, тоже
неодинаково. Для того чтобы получить более полное представление о
чистоте насыщенного пара, вырабатываемого котлом, рекомендуется
устанавливать несколько точек отбора на насыщенном паре.
V В случае когда котел не имеет ступенчатого испарения, в паро-
перепускных трубах, идущих от барабана к пароперегревателю, уста-
навливают три точки отбора: одну на трубе, расположенной в средней
части барабана, две другие на трубах, расположенных у его концов
(рис. 13.1)?{В случае когда котел имеет ступенчатое испарение, в паро-
перепускных трубах, идущих от барабана к пароперегревателю, уста-
навливают три точки отбора по такой же схеме, как и в котле без сту-
пенчатого испарения, и в дополнение к ним точку отбора на выносных
циклонах (рис. 13.2). Когда схема ступенчатого испарения оформляется
двусторонней, точки отбора пара из выносных циклонов устанавлива-
ются с обеих сторон. Когда котлы имеют систему регулирования тем-
пературы перегрева пара впрыском специально приготовленного конден-
сата, устанавливают точку отбора на линии впрыскиваемой воды перед
286
пароохладителем. Когда от котла отходит не один, а несколько паро-
проводов перегретого пара, точки отбора устанавливаются на каждом
из них.
Конструктивно зонды для отбора проб насыщенного и перегретого
пара оформляются по-разному. В насыщенном паре всегда содержится
влага. Концентрации отдельных примесей в паровой и жидкой фазах
распределены неравномерно. Легколетучих примесей существенно боль-
Рис. 13.1. Расположение точек
отбора проб пара барабанного
котла без ступенчатого испаре-
ния:
1 — точка отбора проб перегретого
пара; 2— точки отбора проб насы-
щенного пара
в турОин
Рис. 13.2. Расположение точек
отбора проб пара барабанного
котла с трехступенчатым испа-
рением:
1 — точка отбора проб перегретого
пара; 2— точки отбора проб насы-
щенного пара; 3 — точка отбора
пара выносных циклонов
ше в паровой фазе; примесей с небольшой паровой растворимостью
больше в жидкой. Чтобы проба пара была представительной по отно-
шению ко всем содержащимся в нем примесям, необходимо обеспечить
поступление в зонд потока пара со средней влажностью. Это требова-
ние выполняется при двух условиях, а именно: когда в самом сече-
нии, откуда производится отбор, влага распределена равномерно и ког-
да скорость пара во входном отверстии зонда равна средней скорости
пара в трубе, из которой производится отбор.
При отборе пара из пароперепускной трубы, идущей от барабана
к пароперегревателю, единственным сечением трубы, где влага распре-
делена относительно равномерно, является входное сечение трубы.
После того как пар минует это сечение, проявляется эффект сепарации
влаги стенками трубы. В результате этого в потоке остается лишь часть
влаги, остальная в виде пленки движется по внутренней стенке трубы
в направлении движения пара. Соотношение между количествами жид-
кой фазы, которая движется в виде пленки и в виде отдельных капель,
зависит от скорости пара, его давления и влажности. Чем больше ско-
рость пара, тем меньше доля влаги, сепарируемой стенками. Существу-
ет скорость, при которой эффект сепарации практически не проявляется.
Эта скорость существенно выше действительной скорости пара в паро-
перепускных трубах. Если скорость увеличивать, то по достижении
287
определенного предела начинается срыв капель влаги со стенки трубы.
Это предельное значение скорости принято называть критической ско-
ростью срыва пленки. Добиться в определенном сечении трубопровода
увеличения скорости пара сверх критической можно с помощью сопла.
Непосредственно за соплом в результате срыва пленки и дробления ее
на капли влажность по сечению трубы будет выровнена. Таким обра-
зом, есть две возможности отбирать пробу пара: из устья пароотводя-
щей трубы, где влага еще распределена равномерно, либо за специ-
ально встроенным соплом. Первая возможность реализована в зонде,
получившем название устьевого зонда, вторая — в различных вариан-
тах зондов со смесителями. Устьевой зонд показан на рис. 13.3, зонд
со смесителем в виде трубы Вентури — на рис. 13.4.
При расчете зондов для насы-
щенного пара выполняют второе
условие, необходимое для получе-
ния представительной пробы, а
именно принимают скорость пара
во входном отверстии зонда w2
равной скорости пара в пароотво-
дящей трубе Последнюю обыч-
но вычисляют для нагрузки котла,
равной 80 % номинальной, и за-
даются постоянным расходом
пробы, допустим 30 кг/ч. Скорость
в смесителе для зондов со смеси-
Рис. 13.3. Устьевой зонд для от-
бора проб насыщенного пара:
1 — стенка барабана; 2 — пароотводя-
щая труба; 3 — зонд; 4 — центрирую-
щие ребра
288
телями принимают в 5—6 раз больше критической скорости
срыва пленки (см. рис. 5.21). Рассчитанный по всем правилам зонд в
действительности не всегда работает с соблюдением условия равенства
скоростей Wi“W2. Так, при постоянном расчетном расходе пробы лю-
бые отклонения нагрузки от принятой в расчете вызовут нарушение ра-
венства Wi — w2. При увеличении нагрузки свыше расчетной (wi>t02)
представительность пробы нарушается в сторону завышения концен-
траций примесей, которые в основном содержатся в каплях влаги. При
снижении нагрузки ниже расчетной (^i<w2) представительность пробы
тоже нарушится, но в обратном направлении. При рассмотрении ре-
зультатов анализа проб насыщенного пара необходимо учитывать воз-
можность нарушения их представительности по указанной причине.
Весьма трудно получить представительную пробу пере-
гретого пара среднего давления, когда в насыщенном паре,
поступающем в пароперегреватель, содержится NaOH. В
этом случае в процессе перегрева пара получается жидкая
фаза расплава (см. § 6.1), капли которого могут сепари-
роваться стенками паропровода. Поскольку для расплавов
значения критической скорости срыва пленки неизвестны,
расчет пробоотборного зонда не может быть сделан. Усло-
вия для отбора представительной пробы перегретого пара
высокого давления более благоприятны, так как в нем от-
сутствует жидкая фаза. Все примеси в перегретом паре вы-
сокого давления находятся либо в истинно растворенном
состоянии, либо в виде твердых частиц различной степени
дисперсности. Отбор проб перегретого пара производят
обычно щелевыми или трубчатыми зондами.
Щелевой зонд, показанный на рис. 13.5, представляет собой трубку
с наваренной пластиной, вдоль которой прорезана щель. Внутри щели
через стенку трубки просверлены отверстия. Их суммарное сечение вы-
бирается равным половине сечения пробоотборной трубки. По длине
щелевой зонд равен диаметру трубопровода, из которого ведется от^
бор пробы. Зонд устанавливается отверстиями навстречу потоку пара.
Трубчатый зонд показан на рис. 13.6. Его конструкция проста. Это
трубка малого диаметра, конец которой срезан под углом 45°. Срез
обращен навстречу потоку пара. Чтобы устранить опасность поломки
зонда, его конец заглубляют внутрь паропровода на расстояние около
20 мм. Через стенку паропровода зонд выводится с помощью толсто-
стенного штуцера. Зонды и остальные элементы пробоотборной трассы
(арматура, холодильники, дроссели) должны выполняться из нержавеющ
щей стали.
При выборе графика контроля за перегретым и насы-
щенным паром учитывается прежде всего возможный ха-
289
Рис. 13.5. Щелевой зонд для отбора проб пе-
регретого пара
Рис. 13.6. Трубчатый зонд для отбора проб
перегретого пара высокого давления
рактер изменения концентраций примесей во времени. На
изменение концентраций практически всех нормируемых
показателей оказывают влияние режимные факторы. Так
как в условиях нормальной эксплуатации ТЭС изменения
режимов работы оборудования неизбежны, целесообразно
иметь контроль чистоты перегретого пара непрерывным.
Суммарное содержание в пробе пара ионизированных при-
месей может быть оценено по значению электропроводи-
мости. Непрерывный контроль по этому показателю орга-
низуется на всех типах котлов. Для автоматического
контроля кремниевой кислоты необходимо иметь кремне-
меры. При их отсутствии ограничиваются выполнением ана-
лиза разовых проб на обычных лабораторных приборах.
Большое сомнение в отношении представительности полу->
чаемых проб по продуктам коррозии и отсутствие автома-
тических анализаторов для определения железа и меди
обусловили ведение периодического контроля по этим по-
казателям со значительными интервалами. На изменение
концентраций углекислоты в паре режимные факторы влия-
ют в меньшей мере. При наличии непрерывного контроля
по натрию и кремниевой кислоте (табл. 13.1) определять
непрерывно углекислоту нет необходимости.
График контроля за перегретым и насыщенным паром котлов пря-
моточного и барабанного типов приведен в табл. 13.1. Используемые
290
Таблица 13.1. График контроля за перегретым и насыщенным
паром котлов
Контроли- руемый ПО- казатель Прямоточные котлы Барабанные котлы
Пар за котлом Пар за про- межуточным пароперегре- вателем Пар у встро- енной за- движки Перегретый пар Насыщенный пар
Добавоч- ная обес- соленная вода Добавоч- ная умяг- ченная во- да
Натрий 1 раз в сутки 1 раз в сутки ! 1 раз в неделю* 1 раз в неделю 1 раз в неделю*
Кремниевая Авт. 1 раз в 1 1 1 1 раз в Авт. 1 раз в
кислота (1 раз в сутки) сутки неделю* (1 раз в сутки)* неделю*
Железо 1 раз в неделю 1 раз в неделю 1 раз в неделю _ £
Медь 1 раз в неделю 1 раз в неделю ' •
Водород Авт. Авт. Авт. Авт. Авт. Авт.
Электропрово- димость Авт. Авт. Авт. Авт. Авт.
Углекислота 2 раза в 1 неделю 1 2 раза в неделю 1 1 д *
Примечание. В скобках указана периодичность отбора проб при от-
сутствии автоматического анализатора.
* Определения выполняются в обогащенных пробах.
методы анализа для пара аналогичны применяемым при контроле чис-
тоты питательной воды. При контроле за паром барабанных котлов
среднего давления, где допускаются повышенные концентрации угле-
кислоты, для ее определения может применяться объемный метод. При
низких концентрациях углекислоты применяется расчетный метод [13.1]
с использованием результатов определений аммиака и pH в одной и той
же пробе. Отбор разовых проб на аммиак должен проводиться с не-
обходимыми предосторожностями, чтобы устранить контакт пробы с
воздухом. Измерения. pH должны проводиться в pH-метре с проточным
датчиком.
13.2. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ЗА КОТЛОВОЙ ВОДОЙ
Качество котловой воды в барабанных котлах по ПТЭ
регламентируется в соответствии с принятыми режимами
фосфатирования. Большинство барабанных котлов рабо-
тает на режиме чистофосфатной щелочности. Для проверки
правильности ведения этого режима в котловой воде необ-
ходимо контролировать не только концентрацию фосфатов,
291
pH
10
9
в
, 7
6
5
Q 5 10 15 20 25
Концентрация tpoccpama
в пересчете на ^г/кг
Рис. 13.7. Зависимость pH от
концентрации раствора фосфа-
та натрия
No з POzp
Na2HPO4
но и pH, так как условием соблюдения этого режима явля-
ется соответствие между концентрацией фосфатов и pH.
Режим чистофосфатной щелочности соблюдается, когда
при указанных ниже концентрациях фосфатов в расчете
на POl-" значение pH укладывается в следующие пределы:
для РО 4~до 3; 3—7; 7—25, мг/кг, pH соответственно равен
8,5—9,0; 8,5—9,5; 8,8—10,0.
На рис. 13.7 этому условию отвечает область, располо-
женная между кривыми для Na3PO4 и Na2HPO4.
В котлах, оборудованных
ступенчатым испарением,
фосфаты нормируются в воде
как первой, так и последней
ступеней испарения. Отсюда
следует, что проверять кон-
центрации фосфатов нужно в
воде обеих ступеней. Все из-
менения, которые могут выз-
вать нарушение режима чис-
тофосфатной щелочности, т. е.
увеличение щелочности пи-
тательной воды, неправиль-
ная дозировка фосфатов
сказываются на изменении ка-
чества котловой воды первой
ступени испарения значительно раньше, чем на изменении
качества котловой воды второй, а тем более третьей сту-
пеней испарения. Запаздывание в изменении концентраций
примесей, вводимых с питательной водой, тем больше, чем
больше объем котловой воды в первой ступени.
В [13.2] дается расчетный метод для оценки количественных изме-
нений концентраций малолетучих примесей в котловой воде разных сту-
пеней испарения при изменении их концентрации в питательной воде.
Показанные на рис. 13.8 кривые изменения концентраций в котловых
Нейтральная линия
Na2^2^ ^4
Рис. 13.8. Изменение концентраций
примеси в котловых водах разных
ступеней испарения в процентах от
начальной концентрации, принятой
за 100 % Для всех ступеней испаре-
ния:
1—3 — ступени испарения
водах разных ступеней испарения рассчитаны для котла с трехступен-
чатым испарением общей производительностью 420 т/ч и производи-
тельностью по ступеням 350, 50 и 20 т/ч при продувке 6 т/ч и водяных
объемах отсеков 70, 10 и 5 м3. Эти кривые рассчитаны для случая, когда
концентрация примеси в питательной воде от момента начала отсчета
времени увеличилась в 1,5 раза.
Из рис. 13.8 видно, что на протяжении первых минут, после того
как изменилось качество питательной воды, концентрации в котловой
воде растут особенно быстро в первой ступени испарения. Спустя
40 мин, когда концентрация в котловой воде третьей ступени испарения
повысится на 15 %, прирост концентрации в первой ступени достигает
84 %, а во второй ступени — 52 %. В последующие часы работы котла
скорость нарастания концентраций в ступенях перераспределится в об-
ратном направлении: в первой ступени она станет уменьшаться, а в
последней возрастать, однако общее нарушение водного режима котла
с течением времени будет увеличиваться.
Очевидно, что в указанных условиях контроль за соб-
людением соотношения между концентрацией фосфатов и
величиной pH в целях повышения оперативности целесооб-
разно осуществлять по котловой воде первой ступени испа-
рения, а так как оперативные цели требуют получения воз-
можно быстрой информации о возникающих нарушениях,
значение pH необходимо определять непрерывно, пользуясь
регистрирующим pH-метром с проточным датчиком.
При щелочно-фосфатном режиме котловой воды помимо фосфатов
нормируется также относительная щелочность котловой воды, которая
представляет собой отношение концентрации гидратов в пересчете на
NaOH к общему солесодержанию котловой воды. Чтобы проверить,
укладываются ли значения относительной щелочности в нормы ПТЭ
(см. табл. 8.4), нужно определять в. котловой воде при этом режиме
фосфатирования общую щелочность и ее отдельные формы, а также
общее солесодержание. Для быстрого определения солесодержании
пригодны лабораторные кондуктометры (солемеры). Так ..как на изме-
ряемую электропроводимость оказывает существенное влияние pH рас-
твора, для получения сравнимых величин солесодержании котловой
воды целесообразно анализируемые пробы предварительно нейтрализо-
вать по фенолфталеину. Для получения воспроизводимых результатов
необходимо также поддерживать постоянство температуры. Более тру-
доемкий расчетный метод определения солесодержания котловой воды
по сумме всех находящихся в растворе ионов применяется для уточ-
нения данных оперативного контроля за солесодержанием по электро-
проводимости. Проведение расчетного определения солесодержания свя-
зано с необходимостью определять в котловой воде помимо обычных
показателей также и концентрации хлоридов и сульфатов.
293
Наряду с нормами качества котловой воды, реглменти-
рованными ПТЭ, существуют эксплуатационные нормы кот-
ловой воды, которые устанавливаются при проведении теп-
лохимических испытаний котлов.
Для барабанных котлов, которые питаются с добавком обессолен-
ной воды, по результатам теплохимических испытаний устанавливает-
ся, как правило, норма по кремниевой кислоте. Для котлов, которые
питаются с добавком умягченной воды, по результатам теплохимических
испытаний устанавливаются нормы по кремниевой кислоте и солесодер-
жанию. Теплохимическими испытаниями устанавливается также мини-
мальная продувка котла. На большинстве установок автоматическое
регулирование непрерывной продувки осуществляется пропорционально
расходу питательной воды или производительности котла. В случае
когда при заданной ранее продувке нормы котловой воды по кремние-
вой кислоте или солесодержанию нарушаются, производится настройка
автоматического регулятора на новый режим.
Все нормируемые показатели качества котловой воды
входят в объем экплуатационного химического контроля за
котловой водой. Контролируемыми показателями обычно
являются продукты коррозии, а
в первую очередь железо и медь.
Отобрать представительную пробу
котловой воды не просто. Эксплуатаци-
онные наблюдения и теплохимические
испытания показывают, что для преду-
преждения попадания в пробоотборное,
устройство пара целесообразно отбирать
пробы из нижних участков опускных
труб. При широко применявшихся ранее
способах отбора проб котловой воды из
барабана котла и линии непрерывной
продувки пробы получались менее пред-
ставительными, особенно по продуктам
коррозии. В последние годы рекоменду-
ется [13.3] устанавливать точки отбора
проб на опускных трубах циркуляцион-
ных контуров (рис. 13.9). Для отбора котловых вод из разных ступеней
испарения точки отбора проб располагают следующим образом: на одной
опускной трубе первой ступени испарения, на одной опускной трубе вто-
рой ступени испарения (при наличии двусторонних отсеков на одной
трубе с каждой стороны), на опускной трубе последнего по ходу воды
выносного циклона. Для отбора проб котловой воды из опускных труб
Рис. 13.9. Расположение то-
чек отбора проб котловой
воды:
1—3 — точки отбора проб кот-
левых вод первой, второй и
третьей ступеней испарения
294
используются трубчатые зонды. На действующих котлах сохранились
точки отбора проб, выполненные старыми способами.
График контроля за котловой водой барабанных котлов приведен
в табл. 13.2. Методы аналитических определений, которые используются
при контроле качества котловой воды, представлены в табл. 13.3.
Т а б л и ц а 13.2. График контроля за котловой водой
Контролируемый показатель Питание котла с добавком обессолен- ной воды Питание котла с до- бавком умягченной воды Примечание 4?
Котловая во- да первой ступени Котловая во- да последней ступени Котловая вода первой ступени Котловая вода послед- ней ступени ;
Фосфаты 1 раз в смену 1 раз в смену 1 раз в смену 1 раз в смену ————
pH Авт. * Авт. 1 1 При режи- ме чисто- фосфатной щелочности
- > Авт. Авт. При щелоч- но-фосфат- ном режиме
Кремниевая кисло- та Авт. (1 раз в) сутки*) 1 раз в неделю 1 раз в смену 1 раз в смену ,
Электропроводи- мость Авт. 1 раз в сутки 1 раз в сутки —
Щелочность Ч-— 1 раз в смену 1 раз в сутки >
Железо 1—2 ра- за в ме- сяц 1—2 ра- за в ме- сяц 1—2 ра- за в ме- сяц 1—2 ра- за в ме- сяц
Медь То же То же То же То же
Хлориды » » » » 1
Сульфаты 1 » » » »
* При отсутствии автоматического кремнемера.
295
Таблица 13.3. Рекомендуемые методы анализа для котловой воды
Контролируемый показатель Метод Примечание
Фосфаты pH Кремниевая кис- лота Электропроводи- мость Щелочность Железо Медь Хлориды Сульфаты Колориметрический мо- либдатный Потенциометрический Колориметрический мо- либдатный Кондуктометрический Объемный Колориметрический с сульфос.алициловой кислотой или ортофен- антролином Колориметрический с ди- этилдитиокарбаматом свинца Ртутно-объемный или объемно-колориметри- ческий Объемно-катионитный По синему фосфорно-мо- либденовому комплек- су По синему кремнемолиб- деновому комплексу С предварительной ней- трализацией разовых проб по фенолфтале- ину С поправкой на индика- тор f С применением лабора- торного Н-катионитно- го фильтра
ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ
ОПТИМИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
ВОДНОГО РЕЖИМА ТЭС
14.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Кругооборот рабочего тела (ЩО) в основном цикле современных
паротурбинных электростанций совершается очень быстро — всего за
20—30 мин. Возникновение тех или иных нарушений водно-химическо-
го режима на одном из участков пароводяного тракта ТЭС неизбежно
вызывает нарушение этого режима и на других участках тракта. Чем
продолжительнее будет отклонение водно-химического режима от нор-
мы, тем ощутимее будут вредные последствия его нарушений. Устано-
вить причины таких нарушений, как отмечалось ранее, позволяет хи-
мический контроль в совокупности с другими видами контроля — за
296
температурой и давлением рабочей среды, нагрузкой и другими ре-
жимными факторами работающего оборудования.
В условиях эксплуатации первостепенную роль в поддержании не-
обходимого водно-химического режима играет оперативный автомати-
ческий химконтроль с оповещением дежурного персонала о превыше-
нии допустимых значений наиболее быстро изменяющихся нормируемых
показателей. Важной также является информация, записанная регист-
раторами приборов-анализаторов за определенные промежутки времени..
Лента самописца является постоянным документом, которым следует
пользоваться не только для текущего оперативного контроля, но также
для последующей обработки сделанных измерений при проведении тех-
нологических и технико-экономических расчетов.
Организация химического контроля на базе автоматических прибо-
ров-анализаторов позволяет экономить время и труд на^ выполнение
иногда значительного объема химического контроля. В дальнейшем с по-
явлением новых типов анализаторов число определений, ведущихся в
химических лабораториях, будет сокращаться, и в перспективе можно
ожидать, что регулярными лабораторными анализами будет осуществ-
ляться только контроль показаний непрерывно действующих автомати-
ческих приборов.
Ай,
14.2. АВТОМАТИЧЕСКИЙ ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
НА ЭНЕРГОБЛОКАХ СКД
Автоматическими анализаторами оснащались в первую очередь
мощные энергоблоки СКД. Принципиальная схема оперативного хими-
ческого контроля, приведенная на рис. 14.1, была разработана во ВТИ
[14.1]. Согласно этой схеме при оперативном химическом контроле ав-
томатически определяются следующие показатели рабочей среды: зна-
чения pH питательной воды и конденсата после ПНД; удельные элек-
тропроводимости Н-катионированной пробы конденсата перед и после
конденсатоочистки, а также питательной воды и перегретого пара пе-
ред турбиной; содержание натрия в конденсате и питательной воде;
содержание растворенного кислорода в конденсате за конденсатными
насосами и после ПНД, до деаэратора, а также в питательной воде за
деаэратором и в конденсате за сливными насосами ПНД; содержание
водорода в паре до и за пароперегревателем; содержание растворен-
ных кремнекислых соединений в конденсате после конденсатоочистки
и в перегретом паре перед турбиной *.
Как известно, различие физических параметров рабочей среды в
контуре энергоблока существенно. Для упрощения работы автоматиче-
1 От автоматизации определения кремнекислоты пришлось отказать-
ся вследствие высокой стоимости и дефицитности требующихся реакти-
вов. — Прим. ред.
19—905
297
Рис. 14.1. Принципиальная схема системы оперативного автоматическо-
го химконтроля водного режима энергоблока СКП:
1,3 — конденсатные насосы; 2 — конденсатоочистка; 4 — ПНД; 5 — деаэратор;
6 — бустерные насосы; 7 — питательные насосы; 8 — ПВД; £—• устройства подго-
товки проб; 10 — сливные насосы; 11 — кондуктометр; 12 -- измеритель натрия;
13 — рН-метр; 14 — кислородомер; 15 — водородомер; 16— кремнемер; 17 — жестко-
мер; ПСС — показывающий самопишущий сигнализирующий прибор
ских приборов анализируемые среды приводят к одинаковым пара-
метрам по давлению и температуре, а в ряде случаев из пробы удаляют
примеси, мешающие определению контролируемого показателя. На
рис. 14.2 показана принципиальная схема отбора и подготовки пробы
для контроля удельной электропроводимости. Установка подготовки
проб проектируется таким образом, чтобы расход пробы через прибор
составлял 50+10 л/ч, а ее температура была равной 35±5°С. Из одной
точки химического контроля отбор проб производится одним пробоот-
борным зондом независимо от того, какое количество анализаторов
подключено к этой точке отбора. В случае повышения температуры
сверх 40 °C подача пробы в прибор отключается термоограничителем,
и проба направляется в верхнюю дренажную линию. В схеме подготовки
пробы перед кондуктометром устанавливаются два Н-катионитных
фильтра: рабочий и резервный^ Они загружаются хорошо отрегенериро-
ванным катионитом КУ-2 и рассчитываются на непрерывную работу в
течение 2—3 мес при скорости фильтрования 10 м/ч.
Преобразованная в электрический сигнал информация с приборов-
анализаторов поступает к вторичным регистрирующим приборам. Что-
бы персонал своевременно знал об отклонениях контролируемых пока-
зателей от нормы, предусматриваются сигнальные устройства (световые
и звуковые). Кроме этой сигнализации есть сигнализация о наруше-
ниях в работе приборов-анализаторов и устройств подготовки пробы.
298
Отборник пробы
Дренаж
Рис. 14.2. Принципиальная схема
отбора и подготовки пробы для
контроля удельной электропрово-
димости:
Устройства подготовки пробы
Приборы-анализаторы
качества пробы
Вторичные приборы
показание, регистрация
Сигнализация отклонении
показателей от нормы |
Сигнализация нарушении
в работе УПП
Сбор информации
о нарушениях 8 *
системе аимконтроля
Стоки
1 — пробоотборный зонд; 2, 6, 10 — за-
порные вентили; 3 — паровой холодиль-
ник; 4 — регулятор потока; 5— водяной
холодильник; 7 — бачок; 8 — дренаж-
ный вентиль; 9— магнитный клапан;
11 — сигнальная лампа; 12 — термотрол;
13 — регулирующий вентиль; 14 —
фильтр для удаления продуктов корро-
зии; 15—Н-катионитный фильтр; 16 —
кондуктометр; 17 — сброс пробы в дре-
наж; 18 — на ручной контроль
Рис. 14.3. Структурная схема
системы автоматического хи-
мического контроля, обслужи-
вающей одну точку контроля
Структурная схема системы автоматического контроля, обслуживающей
одну точку контроля, показана на рис. 14.3, Принципиальная схема сиг-
нализации о состоянии водно-химического режима энергоблока при-
ведена на рис. 14.4.
Принципиальная схема автоматического химического контроля, изо-
браженная на рис. 14.1 и включающая 18 приборов-анализаторов, бы-
ла реализована на 30 отечественных энергоблоках 300 МВт. За 10 лет
ее эксплуатации накопился большой статистический материал, показы-
вающий, что при высокой технической надежности и экономической эф-
фективности данной схемы ей свойственна значительная информацион-
ная избыточность. Работами Л. М, Живиловой с сотрудниками (ВТИ)
была обоснована возможность перехода от непрерывного контроля к
дискретному, при котором на один автоматический анализатор пооче-
редно подаются пробы, отбираемые в различных точках отбора проб
пароводяного тракта энергоблока. На рис. 14.5 показана в качестве при-
мера схема использования определителя натрия для контроля за со-
держанием натрия в трех пробоотборных точках. Первый положитель-
ный опыт эксплуатации четырехпоточного кремнемера с шагом дискре-
19*
299
Сигнал от УПП
Рис. 14.4. Структурная схема сигна-
лизации о нарушениях в системе ав-
томатического химического контроля:
БЩХК — блочный щит химического конт-
роля; БЩУ—блочный щит управления;
/—5 — вторичные приборы кремнемеров,
кислородомеров, кондуктометров, водородо-
меров, рН-метров; 6 — световое табло рас-
шифровки неисправностей анализаторов;
7 — акустический сигнализатор; 8 — свето-
вое табло общего сигнала-о нарушении ре-
жима; 9 — световое табло расшифровки
неисправностей аппаратуры; 10— световое
табло расшифровки неисправностей в уста-
новке подготовки пробы; 11 — световое
табло расшифровки нарушения водного
режима
ПроЬа. 1 Про5и 2 Проба 3
Рис, 14.5. Схема использования одного определителя натрия для конт-
роля за содержанием натрия в трех пробоотборных точках:
/ — устройство подготовки пробы; 2— автоматический запорный клапан; 8 — пере-
ключатель ручной; 4 — шаговый искатель; 5 — гидравлический блок переключаю-
щего устройства; 6 — анализатор натрия (общий); 7 — электрический блок пере-
ключающего устройства
тизации 48 мин был получен на Литовской ГРЭС, а четырехпоточного
определителя натрия с шагом дискретизации 1 ч — на Конаковской
ГРЭС. В настоящее время на энергоблоках 300 МВт Литовской
ГРЭС используется принципиальная схема дискретного автоматическо-
го контроля водного режима, приведенная на рис. 14.6. Она предусмат-
ривает автоматический контроль рабочей среды в восьми точках паро-
водяного тракта [14.2]. Электропроводимость и pH питательной воды
перед котлом измеряются непрерывно, все остальные показатели — дис-
кретно. Отбор проб на автоматические анализаторы производится в сле-
дующих точках: конденсат до конденсатоочистки и за конденсатными
насосами 2-й ступени (определение электропроводимости и содержания
натрия); конденсат за ПНД (определение кислорода, значения pH и
электропроводимости); питательная вода за деаэратором (определение
кислорода); питательная вода перед котлом (определение кислорода,
300
Рис. 14.6, Принципиальная схема дискретного автоматического хим-
контроля водного режима энергоблока 300 МВт: Обозначения те же,
что и на рис. 14.1
Рис. 14.7, Система автоматического химического контроля при пуске
энергоблока 300 МВт: Обозначения те же, что и на рис. 14.1
pH и электропроводимости); пар перед встроенной задвижкой, за кон-
вективным и промежуточным пароперегревателями (определение вод о-
рода).
Затраты на приборы и средства химического контроля при дис-
кретной схеме сокращаются по сравнению с затратами по схеме, где
используются непрерывно действующие приборы, примерно в 1,5—2 ра-
за при сохранении технологических и экономических преимуществ авто-
матического оперативного химического контроля по сравнению с ранее
применявшимся ручным. Уменьшение количества автоматических при-
301
боров-анализаторов на каждом энергоблоке и на всей станции снижает
затраты труда на обслуживание системы автоматического химического
контроля.
Для пусковых режимов энергоблоков СКД ВТИ разработаны си-
стемы автоматического химического контроля, несколько отличающиеся
от тех, которые используются в периоды стационарной работы энерго-
блока (рис. 14.7). Включение автоматических анализаторов при пуске
энергоблока определяется качеством анализируемой среды (содержание
соединений железа в пробе должно быть менее 50 мкг/кг Fe) и необ-
ходимостью контроля тех или иных показателей на каждом технологи-
ческом этапе пуска энергоблока (предпусковая деаэрация питательной
воды, отмывка конденсатного тракта, промывка тракта котла со сбро-
сом промывочной воды и промывка по замкнутому контуру). По
окончании промывки пароводяного тракта включают в работу штатные
приборы автоматического контроля водного режима, а именно водоро-
домер (на входе в котел, на выходе из него и по тракту котла), кон-
дуктомер (на входе в конденсатоочистку), определитель натрия (на
входе в котел), кислородомер (за конденсатором турбины и за ПНД),
кремнемер (на входе в конденсатоочистку и за котлом) — см. примеча-
ние на с. 297.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1Л. Томашов Н. Д. Теория коррозии и защита металлов. М.: Изд-
во АН СССР, 1960. 591 с.
1.2. Томашов И. Д., Чернова Г, П. Пассивность и защита метал-
лов от коррозии. Мл Наука, 1965. 207 с.
1,3. Томашов Н. Д., Чернова Г. П. Коррозия и коррозионно-стойкие
<плавы. М.: Металлургия,* 1973. 231 с.
1.4. Вайнман А. Б., Филимонов О. В. Водородное охрупчивание па-
рогенерирующих труб котлов. М.: Энергия, 1980. 139 с.
2.1. Школьник Г. Т., Дегтев О. Н. Внутреннее окалинообразование
в трубах пароперегревателей и эрозионный износ лопаток первых ступе-
ней ЦВД и ЦСД паровых турбин. — Теплоэнергетика, 1970, №4,
с. 74—75.
2.2. О причинах эрозионного износа лопаток первой ступени ЦВД
и ЦСД трубин К-200-130 ЛМЗ и К-160430 ХТГЗ/В. П. Маркин,
Г. Т. Школьник, М. И. Лужков, М. Б. Грубер.—Теплоэнергетика, 1969,
№ 1, с. 35—38.
2.3. Акользин П. А. Коррозия и защита метала теплоэнергетичес-
кого оборудования. М.: Энергоиздат, 1982. 304 с.
2.4. Кострикина Е. Ю. Исследование и разработка методов ката-
литического связывания кислорода гидразином для целей консервации
энергооборудования: Дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М.,
1980 г. 250 с. ВТИ.
2.5. Кострикина Е. Ю. Термодинамическая вероятность протекания
реакций с участием гидразина. — Теплоэнергетика, 1968, № 9, с. 75—76.
2.6. Исследование водного режима котла сверхкритических пара-
метров при обработке питательной воды комплексоном/Т. X. Маргуло-
ва, А. Я. Ялова, А. Ю. Булавко, В. В. Холщев.—Теплоэнергетика, 1973,
№ 9, с. 20—24.
2.7. Опыт работы энергоблока 300 МВт на нейтрально-кислород-
ном водном режиме/Ю. И. Тимофеев, М. Е. Шицман, К. И. Мак-
симов и др. — Энергетик, 1981, № 7, с. 12—14.
2.8. Богачев А. Ф. Влияние некоторых факторов на эффективность
ингибирования медно-никелевых сплавов сернокислым железом. —
Теплоэнергетика, 1978, № 6, с. 63—66.
3.1. Руководящие указания по консервации теплоэнергетического
оборудования. М.: ОРГРЭС, 1972. 52 с.
3.2. Химические очистки теплоэнергетического оборудования/Под
ред. Т, X. Маргуловой. — М.: Энергия, 1978, вып, 2. 176 с.
4.1. Алекин О. А. Основы гидрохимии. Л.: Гидрометеоиздат, 1970,
440 с.
4.2. Водоподготовка. Процессы и аппараты/Под ред. О. И. Мар-
тыновой.— М.: Атомиздат, 1977. 352 с.
4.3. Белан Ф. И. Водоподготовка. 3-е изд. М.: Энергия, 1979. 208 с.
5.1. Стырикович М. А., Мартынова О. И., Миропольский 3. Л. Про-
цессы генерации пара на электростанциях. М.: Энергия, 1969. 312 с.
5.2. Мартынова О. И. Некоторые вопросы растворимости малоле-
303
тучих неорганических соединений в паре при высоких давлениях и тем-
пературах. — ЖФХ, 1964, № 5, с. 13—15.
5.3. Правила технической эксплуатации электрических станций и се-
тей. Изд. 13. М.: Энергия, 1977, с., 228.
6.1. Равич М. И., Боровая Ф. Е. Кристаллизация смесей сульфата,,
хлорида и гидроокиси натрия в присутствии водяного пара. — В кн.;
Внутрикотловые физико-химические процессы. М.: Изд-во АН СССР,
1957, 594 с.
6.2. Влияние водного режима на работу паровых турбин сверхкри-
тических параметров/Т. X. Маргулова, Б. М. Трояновский, Г. С. Са-
мойлович и др. — Теплоэнергетика, 1979, № 9, с. 8—12.
6.3. Зусманович Л. Б., Марьянчук М. А. Влияние заноса солями
проточной- части турбин К-100-90 на их экономичность. — Теплоэнерге-
тика, 1969, № 10, с. 41—44.
6.4. Аминов Р. 3., Наумов А. Ф., Дорошенко А. И. Исследование
состояния проточной части турбоагрегатов с помощью статистического-
учета параметров пара. — Энергетик, 1982, № 8, с. 30—31.
7.1. Мартынова О. И., Меньшикова В. Л. Влияние анионного соста-
ва водного теплоносителя на допустимые концентрации кальция в кон-
турной воде. — Тр. МЭИ, 1971, вып. 83, с. 32—40.
7.2, Кострикин Ю. М., Манькина Н. Н. Процессы накипеобразова-
ния в паровых котлах с естественной циркуляцией.— В кн.: Повышение
параметров пара и мощности агрегатов в теплоэнергетике М.: Госэнер-
гоиздат, 1961. 514 с.
7.3. Филимонов О. В., Вайнман А. Б., Гофман И. Н. Связь внут-
рикотловой коррозии и накипеобразования с магнитным полем пароге-
нерирующих труб. — Теплоэнергетика, . 1977, № 10, с. 66—68.
7.4. Красикова Л. Ю., Беляков И. И. Отложения окислов железа
в НРЧ котла на закритическое давление с мазутной топкой. — Тепло-
энергетика, 1970, № 1, с. 28—32.
8.1. Инструкция по фосфатированию котловой воды. М.: СПО
«Союзтехнерго», 1978.
8.2. Кострикин Ю. М. Поддержание щелочности котловых вод. —
Теплоэнергетика, 1982, № 9, с. 50—51,
8.3. Вайнман А. Б. О щелочном режиме барабанных котлов дав-
лением 11,0—15,5 МПа. — Теплоэнергетика, 1979, № 9, с. 16—19.
8.4, Опыт применения щелочно-комплексонного режима коррек-
ционной обработки воды на барабанных котлах давлением 155кгс/см2/
А. Б. Вайнман, И. Н. Гофман, А. Г. Калинина и др. — Энергетик, 1982,
№ 2, с. 31—33.
8.5. Вайнман А. Б., Чудновская И. И. Оптимизация режима коррек-
ционной водообработки для барабанных котлов давлением 15,5 МПа.—
Теплоэнергетика, 1982, № 2, с. 49—52,
8.6. Рациональная схема включения электромагнитного обезжеле-
зивающего фильтра на энергоблоках СКД при гидразинно-аммиачном
режиме/Н. П. Лапотышкина, В. С. Синицын, С. И. Либсон и др.—
Теплоэнергетика, 1978, № 1, с. 71—73.
8.7. Маргулова Т. X,, Кузьмичева Л, В., Разумовская Е. Д. Работа
конденсатоочистки при нейтральном водном режиме энергоблока
сверхкритических параметров.—Теплоэнергетика, 1978, № 7,
с. 80—81.
8.8. Технология работы БОУ для водно-химического режима с по-
вышенным аминированием питательной воды/О. П. Акульшин,
К. А. Янковский, Н, К. Груздев и др. — Энергетик, 1979, № 9, с.32—33.
304
8.9. Взрыхление верхнего слоя на фильтрах БОУ/О. П. Лкульшин,
Л. В. Кострова, В. А. Стенин и др. — Энергетик, 1981, № 7 с. 24—25.
9.1. Пацуков И. Г. Водный режим прямоточных котлов Рамзнпа.—
В кн.: Водоподготовка, масляное хозяйство и контроль качества топли-
ва на электростанциях. М.: Госэнергоиздат, 1947. 216 с.
9.2. Кострикин Ю. М., Нови Ю. О. Водный режим бе.ссе.паратор-
ных прямоточных котлов.— В кн.: Повышение параметров пара и
мощности агрегатов в теплоэнергетике. М.: Госэнергоиздат, 1961. 514 с.
9.3. Отработка режима химической промывки турбин К-300-240
ХТГЗ под нагрузкой/Н. Г. Клейменов, В. М. Андрюшин, Е. Н. Коржов
и др. — Теплоэнергетика, 1977, № 1, с. 52—56.
9.4. Химическая промывка турбины К-300-240 ХТГЗ при капиталь-
ном ремонте/Н. Г. Клейменов, В. М. Андрюшин, Е. Н. Коржов и др. —
Теплоэнергетика, 1977, № 5, с. 45—46.
9.5. Совмещенная промывка трубины К-300-240 ХТГЗ влажным па-
ром и водным раствором реагентов под нагрузкой/Н. Г. Клейменов,
В. М. Андрюшин, Е. Н. Коржов и др. — Теплоэнергетика,- 197^ № И,
с. 54—59.
9.6. Клейменов Н. Г. Исследование режима расхолаживания и про-
мывки турбины К-200-130 влажным паром под нагрузкой. — Теплоэнер-
гетика, 1968, № 2, с. 38—45.
9.7. Химические очистки теплоэнергетических установок. Вып. 2/Под
ред. Т. X. Маргуловой. М.: Энергия, 1978. 175 с.
10.1. Нормы технологического проектирования тепловых электриче-
ских станций. М.: ВИТИ, 1981. 120 с.
10.2. Лапотышкина Н. П., Сазонов Р. П. Водоподготовка и водно-
химический режим тепловых сетей. М.: Энергоиздат, 1982. 200 с.
10.3. Бункин В. И. Основные пути ликвидации перерасхода топ-
лива из-за пониженного вакуума. — Энергетик, 1972, № 5, с. 24—26.
10.4. Бункин В. И. Обработка охлаждающей воды на тепловых
электростанциях. М.: Энергия, 1964. 161 с.
10.5. Гончаров К. М., Краснов Н. И., Краев Н. П. Результаты борь-
бы с высшей и низшей водной растительностью путем зарыбления пру-
дов-охладителей Шахтинской и Несветай-ГРЭС растительноядными
рыбами. — Гидробиологический журнал, 1968, 4, № 3, с. 18—21.
11.1. Кострикин Ю. М. Инструкция по анализу воды, пара и от-
ложений в теплосиловом хозяйстве. М.: Энергия, 1967, 295 с.
12.1. Справочник химика-энергетика. Т. 1. Водоподготовка и вод-
ный режим парогенераторов. М..: Энергия, 1972. 455 с.
13.1 Кострикин Ю. М. Расчет дозировки аммиака при аминирова-
нии.— Теплоэнергетика, 1968, № 4, с. 86—87.
13.2 Кострикин Ю. М. Изменение концентрации фосфатов в котло-
вых водах при нестационарных режимах. — Теплоэнергетика, 1969, № 1,
с. 27—31.
13.3 Методика эксплуатационных теплохимических испытаний ба-
рабанных котлов. М.: Энергия, 1977. 127 с.
14.1. Живилова Л. М., Назаренко П. Н., Маркин Г. П. Автомати-
ческий контроль водно-химического режима ТЭС. М.: Энергия, 1979.
223 с.
14.2. Лисовский А. Ю., Лисовская Е. Р. Дискретный автоматичес-
кий контроль водно-химического режима энергоблока 300 МВт. — Энер-
гетик, 1981, № 9, с. 16—17.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Азотная консервация котлов и регене-
ративных подогревателей 92, 93
Аминирование воды 71
Амины пленкообразующие 73
Атмосферная коррозия металлов 26
Биокоррозия металлов 26
Биологические обрастания конденса-
торов 244
------ обработка медным купоросом
247
------хлорирование 245
Брызгальный бассейн 13
Вакуумный деаэратор 238
----термический 74
Влажность пара 128
----критическое солесодержание во-
ды 129, 132
Внутрибарабанный циклон 135
Внутристанционные потери воды и па-
ра 8
Вода, аминирование 71
— водородный и гидроксильный пока-
затели 19
— давление и температура в тепловых
сетях 16
----на тепловых электростанциях 14
— деаэрация 74
— диссоциация 18
— диэлектрическая проницаемость 16
— добавочная для котлов 8, 9, 12
----расчет поступающих примесей 102
— зависимость электропроводимости
воды от температуры 278
— зона максимальной теплоемкости 18
— ионное произведение 18
— контроль ионизированных приме-
сей 277
— критическое солесодержание 129, 132
— нестабильная 248
— охладитель 11
— питательная тепловых электростан-
ций 9
— плотность 16
— полярный растворитель 18
— стабильность 251
— температура в основных циклах
тепловых электростанций 14
— теплоноситель И
— теплофизические параметры 16
— условия использования в тепловых
электростанциях 14
— физико-химические свойства 18
Водно-химический режим барабанных
котлов
• бесфосфатный 199
--------комплексонно-щелочной 207
— — испарителя 228
— — конденсатно-питательного тракта;
---- окислительный 79
----паротурбинной электростанции 20,.
21
----тепловой сети 238
----- чистофосфатной щелочности 197,.
212
----щелочно-солевой 197, 212
Водный баланс тепловой сети И
----— электростанций 6, 9, 11
— режим системы охлаждения конден-
сатора турбины 243
Водоразбор тепловой сети И
Водородная деполяризация 35, 38, 69'
Водородный показатель воды 19
— электрод 33
Выносной циклон 138
Выпаривание 274
Вюстит 29
Газовая коррозия металлов 26, 51, 55'
Газовый электрод 33
Гексаметафосфат 196, 206
Гематит 29
Гидразингидрат 78, 205
Гидразинная обработка питательной
воды 76, 95, 203, 204
Гидразинно-аммиачная консервация
котлов 92
Гидразинсульфат 78, 205
Гидроксилапатит 195
Гидроксильный показатель воды 19
Градирня 13
Деаэрация водьг 74
Деполяризаторы 31
Диссоциация воды 18
Диэлектрическая проницаемость воды
и пара 16
----системы оборотного охлаждения
14
i
Жаропрочность металла 53
Жаростойкость металла 53, 54
«Жидкое стекло» 242
Ингибиторы 43, 45, 98
Ионное произведение воды 18
Испаритель вертикального типа, кон-
струкция 229, 230
— включение в регенеративную схему
турбины 228, 229
— мгновенного вскипания 235
— нормы качества дистиллята и пита-
тельной воды 232
— с промывкой пара 159
306
Кавитационная эрозия металла 26
Капельный унос примесей паром 115,
127
Катодная поляризация 36
Кислородная деполяризация 35, 38, 69
Кислородомер 269
Кислотность среды 18
Комплексообразующие вещества, пре-
дотвращающие накипеобразование
206
Конденсат, внешние потери 9
— производственных потребителей 12
— регенеративных подогревателей 8
— сетевых подогревателей 9
— турбинный 8, 9, 12
Конденсатный тракт тепловой электро-
станции 14
Конденсатоочистки на блоках сверх-
критического давления 215
Конденсатор турбины, биологические
обрастания 244
----водный режим 243
----защита от коррозии трубных до-
сок 85
---- марки металла для труб 84
---нормы качества охлаждающей
воды 251
---- обесцинкование латуней 83
----оборотная система охлаждения
13, 247
----обработка охлаждающей воды
медным купоросом 247
----------сернокислым железом 84
---- пластины-протекторы 85
----подкисление циркуляционной во-
ды 249
---- присосы 104
----продувка оборотной системы ох-
лаждения 249, 251
----прямоточное охлаждение 12
---- рекарбонизация циркуляционной
воды дымовыми газами 250
•---стабилизация воды полифосфата-
ми 250
— — схема включения хлораторной ус-
тановки 246
•---хлорирование охлаждающей во-
ды 244
Кондуктометры 276
Консервация азотом котлов 92, 93, 95
— — регенеративных подогревателей 94
— котлов деаэрированной водой 91
— оборудования 88
— смешанным гидразинно-аммиачным
раствором 92
— тепловых сетей силикатом натрия 242
— турбин горячим воздухом 89
Контролируемые показатели качества
воды тепловых электростанций
254, 265
Коррозия металлов, аминирование 71,
73
----анодная поляризация 36
----анодный процесс 31
---атмосферная 26
--- биокоррозия 26
*---влияние температуры 41, 42
— — в электролитах 26
---газовая 26, 51, 53, 54
--- деполяризаторы 31
---жаростойкость 53, 54
---ингибиторы 43, 45
----конденсаторы турбин 82
---- контактная 26
---- латунных труб 84
----межкристаллитная 24, 63, 64, 65,
196
----местная 24, 66
----многоэлектродный микрогальва-
нический элемент 35
— — нитритная 63
— — окисление железа водой высокой
температуры 56
---- пароводяная 51
---- пароводяного тракта 52, 86
---- котла 56
---- пассивное состояние 47, 49
----под действием окислителей 61
----под напряжением 26
----подшламовая 58
---- поступление продуктов коррозии
в рабочую среду ИЗ
---- пятнами 24
----ракушечная 59, 60
---- растрескивание 26 «
— — самопассивирующиеся металлы
48
----сплошная 57
---- стояночная 87
---- структурная электрохимическая
неоднородность коррозирующего
сплава 41
----типы коррозионных разрушений
25
----— кристаллических решеток 24
---- точечная 24
---- тракта питательной воды 66
---- транскристаллитная 24
— — химическая 27
— — щелочная 58, 59, 196
----электрохимическая 31
---- язвенная 24
Котловая вода, нормы качества 209,
210
КПД паровой турбины* влияние отло-
жений 21
Латунь, марки для труб конденсато-
ров турбин 84
Легированные стали 53, 55
Магнетит 29, 53
Материальный баланс котла 141, 152
Медные накипи 189, 202
Механический унос примесей паром 115
Морфолин 72
Накипи железоокисные и желсзофос-
фатные 185, 202
— из соединений кальция и магния 179
— медные 189, 202
— ферроалюмосиликатные 191
Непрерывная продувка котла 140, 214
---- систем оборотного охлаждения
249, 251
Нормальный водородный электрод 33
Нормы времени на аналитические оп-
ределения 258
— качества дистиллята,, и питательной
воды испарителей 232
•---охлаждающей воды 251
— т- пара 176
----- питательной воды котлов с есте- .
ственной циркуляцией 210
--------прямоточных котлов 209
----подпиточной воды тепловых се-
тей 239
307
---котловой воды барабанных кот-
лов 212
— эксплуатационные 212
--- качества котловой воды барабан-
ных котлов 212
Обесцинкование латуни 83
Оксиэтилендифосфоновая кислота 250
Октадециламин 73
Отбор проб, зонд для питательной во-
ды 268
со смесителем в виде трубы
Вентури для перегретого пара 288
— трубчатый для перегретого па-
ра высокого давления 290
— устьевой для насыщенного па-
ра 288
---- 290П1,еЛеВО1^ АЛЯ пеРегРетого паРа
---на автоматический анализатор
269
----- - аммиак 261
------кислород 259
------нелетучие примеси 262
— — — свободную углекислоту 261
----обогащение выпариванием 274
с использованием ионитов 276
экстрагированием 275
---- перегретого пара 264
----представительная проба 255, 259
----пробопроводные трубки 263
•---расположение точек- отбора 266
— котловой воды 294
----------на кислород 266
— пара барабанного котла
287
— — скорость отбора 263
Отложения в оборотных системах ох-
лаждения 247
пароперегревателях высокого дав-
ления 163
среднего давления 161
— — турбинах 21
высокого давления 166
— среднего давления 163
— сверхкритического давления 169
— железоокисные 185, 202
— железофосфатные 188
легкорастворимых солей 192
— медных накипей 189, 202
— на парогенерирующих поверхностях
нагрева 20, 178
соединений кальция и магния 179,
193
------в прямоточных котлах 182,
183
— фазовый состав 166
— ферроалюмосиликатные 191
Относительная щелочность котловой
воды 196
Охлаждение конденсаторов турбин в
брызгальных бассейнах 13
—-----в градирнях 13
‘ ~ нормы качества воды 251
“ “ — оборотное 13
— обработка воды медным купо-
росом 247
, подкисление циркуляционной
воды 249
------продувка 249, 251
----— прямоточное 12
308
•-----рекарбонизация воды дымовымж
газами 250
------стабилизация воды полифосфа-
тами 250
------ хлорирование воды 245
Пар, влажность 143
----критическое солесодержание во-
ды 129, 132
— капельный унос примесей 115, 127'
— нормы качества 176
— отбора проб 264
-— зонд со смесителем в виде-
трубы Вентури 288
----— расположение точек- отбора у
барабанного котла 286
----— трубчатый зонд для перегрето-
го пара высокого давления 289
----— устьевой зонд для насыщенного'
пара 288
------ щелевой зонд для перегретого
пара 289
— промывка 152
— —в испарителе 158
---- -— потоке 158
---- всего пара 156
— — в сепараторе прямоточного кот-
ла 159
— растворимость 116, 123
----в перегретом паре 164
— сепарация 132
— — внутрибарабанные циклоны 135
— — выносные циклоны 137
Пар, сепарация, дырчатый погружен-
ный щит 133
— — линейная пленочная 139, 140
---- осадительная 133
----промывкой 153
----центробежная 139
— хим контроль 285
— — график контроля 291
Пиперидин 72
Питательная вода, гидразинная обра-
ботка 76, 202, 204
— — нормы качества 209
— — обогащение проб 272, 275
— — отбор проб 266
— — химконтроль 265
— — — график контроля 271, 282, 284-
----— ионизированных примесей 276
— ----- кислородомер 269
— — — оперативный 270 .
------_ поверочный 270
------ рекомендуемые методы анализа
273
----— солемер ЦКТИ с концентрато-
ром 274
Пленкообразующие амины 73
Подшламовая коррозия 58
Потери воды и пара 7, 9, 14
Предпусковые химические промывки*
96
Представительная проба 255, 259
Присосы в конденсаторах турбин 104
— — сетевых подогревателях 109
---- установках производственных
потребителей пара 111
Продувка непрерывная, схемы исполь-
зования теплоты 214
— котла 140, 213
— системы оборотного охлаждения
249, 251
Промывка водная прямоточного котла
223
---- пусковая 222
— водно-паровая 219
— пара 156' "
— — в испарителе 159
------ потоке 158
------прямоточном котле 159
— турбин 220
— химическая 227
----«на ходу» .227
---- предпусковая 96
----реагенты 98, 225
— — эксплуатационная 97, 219
Промывочно-сепарационные устройст-
ва барабанного котла 156
Противокоррозионные покрытия 82
Пруд-охладитель 13, 247, 248
Ракушечная коррозия 59, 60
Расчетные нормы котловой воды 212
Регенеративные подогреватели 7, 66,
92 .
Сепарация пара 132
— — внутрибарабанные циклоны 135
----выносные циклоны 137, 138
— —дырчатый погруженный щит 133,
134
---- линейная пленочная 140
---- осадительная 133
----центробежная 139
Сетевые подогреватели 9, 68, 109
Силикат натрия 242
Солемер ЦКТИ с концентратором 274
Стабильность воды'251
Стояночная коррозия 87
Ступенчатое испарение 143, 145
Сульфит натрия 76, 78
Сульфатирование воды 78
Тепловые сети 11
----водно-химический режим 238
----консервация силикатом натрия 242
----нормы качества подпиточной во-
ды 239
— — схема деаэрации подпиточной во-
ды 240
Теплопроводность металла и отложе-
ний 20
Термический деаэратор 74
Точечная коррозия металлов 24
Транспассивация металла 51
Трилон Б 206
Турбина, промывка 221 '
— снижение КПД из-за отложений 21
Фазовый состав отложений в турбинах
167
Ферроалюмосил и кати ые отложения 191
Фильтры смешанного действия 216, 81
— электромагнитные 216
Фосфатирование котловой воды 194,
197, 199
— — „ схема установки 199
------химический контроль 291
Химическая лаборатория 256
— поляризация 37
Химические промывки 96
Химический контроль автоматический
на блоках СКД 297
------дискретный 300
----„ непрерывный 299
----графики контроля 255, 271, 278,
282, 290, 295
---- контролируемые показатели 254,
265
— — котловой воды 291 ’ #
----лабораторные приборы 256
— — методы анализа 255, 273, 296
— — непрерывный 254
---- нормативы времени на аналитиче-
ские определения 258
— — обогащение проб 272, 275
— — объем 254
—-— оперативный 270
----отбор проб 259, 264, 266, 267, 287,
289, 294
---- пара 285
---- питательной воды 265
— — поверочный 270
----представительная проба 255, 259
— — промышленные приборы 257
----текущий 252
---- эксплуатационный 252
Центробежный сепаратор пара 139
Циклогексиламин 72
Циклон внутрибарабанный 135
Щелочная коррозия 58, 59, 196
Эксплуатационные нормы качества
котловой воды 212
— промывки на тепловых электростан-
циях 96, 219
Электропроводимость воды в зависи-
мости от температуры 277
Эрозия лопаток турбин 54
Этилендиаминтетр ауксусна я кислота
206
Язвенная коррозия металлов 24
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие * ................ 3
Введение . 5
В.1. Водные балансы тепловых электростанций................... 5
В.2. Условия использования и параметры НйО на тепловых элек-
тростанциях .......................................... 14
В.З. Связь между параметрами и свойствами Н2О .... 16
В.4. Задачи организации водных режимов ТЭС ................... 20
Глава первая
Основы теории коррозии металлов
1.1. Классификация коррозионных повреждений и коррозионных
процессов ....................................................23
1.2. Химическая коррозия......................................27
1.3. Электрохимическая коррозия...............................31
1.4. Внутренние и внешние факторы электрохимической коррозии 39
1.5. Пассивность металлов . 46
Глава вторая
Коррозия пароводяного тракта ТЭС и ее предупреждение в усло-
виях непрерывной работы оборудования
2.1. Газовая коррозия...................................51
2.2. Коррозия котлов..................................* 56
2.3. Коррозия тракта питательной воды и ее составляющих . . 66
2.4. Коррозия конденсаторов турбин......................82
Глава третья
Коррозия пароводяного тракта ТЭС и ее предупреждение
при остановах и промывках оборудования
3.1. Коррозия при остановах и методы консервации оборудования 86
3.2. Коррозия при химических промывках оборудования . . 96
Глава четвертая
Поступление примесей в пароводяной цикл тепловых
электростанций
4.1, Общие положения....................................98
4.2. Поступление примесей с добавочной водой............100
4.3. Поступление примесей через неплотности в аппаратуре . ♦ 104
4.4, Поступление продуктов коррозии.................... 113
Глава пятая
Методы получения чистого пара
5.1. Пути поступления примесей в пар.........................114
'5.2. Основные закономерности образования паровых растворов . 116
5.3, Основные закономерности капельного уноса................127
5.4. Сепарация пара..........................................132
5.5. Продувка................................................140
5.6. Ступенчатое испарение...................................143
5.7, Промывка пара...........................................152
5.8. Получение чистого пара в прямоточных котлах . 159
310
Глава шестая
Предотвращение отложений в пароперегревателях
и турбинах
6.1. Состав отложений в пароперегревателях и турбинах среднего
давления.......................................................161
6.2. Состав отложений в пароперегревателях и турбинах высокого
давления.......................................................163
6.3. Состав отложений в турбинах сверхкритических параметров 169
6.4. Нормирование чистоты пара.................................175
Глава седьмая
Образование отложений на парогенерирующих поверхностях
нагрева
7.1. Общие положения ............................. . 178-
7.2. Образование накипей, состоящих из соединений кальция П
магния ....................................................179
7.3. Образование железоокисных и железофосфатных накипей . 185
7.4. Образование медных накипей............................189
7.5. Условия образования ферроалюмосиликатных накипей и от-
ложений легкорастворимых солей . . . . . . . 191
Глава восьмая
Предотвращение отложений на парообразующих поверхностях
нагрева
8.1. Предотвращение накипей, состоящих из соединений кальция
и магния..................................................193
8.2. Предотвращение железоокисных и медных накипей . . . 202
8.3. Нормирование чистоты питательной и котловой воды . . 208
Глава девятая
Удаление примесей из основного цикла ТЭС
9.1. Способы непрерывного вывода примесей.................213
9.2. Способы периодического вывода примесей...............219
Глава десятая
Организация водного режима испарителей, тепловых сетей
и систем охлаждения
10.1. Водно-химический режим испарителей................. 228
10.2. Водно-химический режим тепловых сетей...............238
10.3. Водный режим систем охлаждения конденсаторов турбин . 243
Глава одиннадцатая
Основные задачи и принципы организации химического контроля
водного режима
11.1. Основные задачи химического контроля................252
11.2. Содержание принципиальной схемы химического контроля 254
11.3. Условия получения представительных проб.............259
311
Глава двенадцатая
Химический контроль за питательной водой и ее составляющими
12.1. Организация химического контроля за питательной водой . 265
12.2. Организация химического контроля за составляющими пи-
тательной воды.........................................278
Глава тринадцатая
Химический контроль за перегретым и насыщенным паром
и котловой водой
13.1. Организация контроля за перегретым и насыщенным паром
котлов............................................285
13.2. Организация контроля за котловой водой..........291
Глава четырнадцатая
Оптимизация химического контроля водного режима ТЭС
14.1. Общие положения ................................296
14.2. Автоматический химический контроль на энергоблоках СКД 297
Список литературы ..................................< 303
Предметный указатель..................................306
Наталья Петровна Субботина
ВОДНЫЙ РЕЖИМ И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
НА ТЭС
"Редактор Ю. М. Кострикин
Редактор издательства Т. И. Муши иска
Художественный редактор В. А. Гозак-Хозак
Технический редактор Н. Т. Собакина
Корректор Г. А. Полонская
ИБ №- 429
Сдано в набор 17.07.84. Подписано в печать 27.11.84. Т-23017, Формат
•84X108732. Бумага кн.-журн. ими. Гарнитура литературная. Печать
высокая. Усл. печ. л. 16,38. Усл, кр.-отт. 16,59. Уч.-изд. л. 19,33.
Тираж 7600 экз. Заказ № 905. Цена 75 к.
Энергоатомиздат» 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Владимирская типография Союзполиграфпрома при Государственном
комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
торговли
«г
^00000, г. Владимиру'Октябрьский проспект, д. 7