Водно-химический режим

Главная › Водно-химический режим › Новые ВХР

ТЕМА - ЭПУРАМИН

Текст работы можно загрузить в формате Word

Часть информации по теме находится в файле CKTI Эпурамин а также Хеламин.XLS

<<Сначала приведу победные реляции докладчиков от Приднепровской ТЭС>>

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ ДОКЛАДА, 2005 г.

ВОДНОХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТОВ
EPURAMINE

ОСНОВНЫЕ НЕДОСТАТКИ
ГИДРАЗИННОГО/
МОРФОЛИННОГО ВХР

Токсичность: гидразин, морфолин;

Коррозия меди и медных сплавов;

Увеличение солесодержания;

Проблемы, связанные с добавлением питательной воды в пар

Альтернатива - EPURAMINE

ПАТЕНТОВАННАЯ комбинация трех основных функций:

Контроль pH;

Защитная пленка;

Специальный дисперсант/антискалант

ФОРМИРОВАНИЕ ПСЕВДОКОМПЛЕКСОВ

ПОЛИАМИННАЯ ПЛЕНКА

Полиамины формируют защитную пленку на поверхности металла.

Существование пленки было подтверждено при помощи электрохимических измерений коррозии и, в частности, по диаграмме полного электрохимического сопротивления.

Стабильность магнетитового слоя

2 мг/л в течение 72 часов

Капельная конденсация

Токсичность

ТОКСИЧНОСТЬ ГИДРАЗИНА:

Летальная доза 50 = 60 мг/кг веса;

Канцерогенный.

БЕЗОПАСНОСТЬ EPURAMINE:

Летальная доза > 2000 мг/кг;

Не является канцерогенным.

Доза

EPURAMINE дозируется пропорционально

в подпиточную воду:

Доза в г/м3 подпиточной воды равна 800/n;

n - максимальный коэффициент упаривания;

n зависит от m - щелочности или кремния

Котлы низкого давления: 50 до 100 г/м3 Котлы высокого давления: 10 до 30 г/м3

Преимущества

EPURAMINE позволяет снизить непрерывную продувку котла (экономия топлива и воды);

EPURAMINE предотвращает образование отложений;

EPURAMINE увеличивает срок жизни оборудования;

EPURAMINE уменьшает время на работу с реагентами

Приднепровская ТЭС

Энергоблок проработал на новом ВХР более 12000 часов

рН поддерживается в следующих пределах:

- питательная вода 8,6-9,0

- котловая вода 8,6-9,0

- конденсат 8,6-9,0

Все показатели качества воды и пара

поддерживались в пределах норм, установленных ПТЭ

Непрерывная продувка котла с августа 2002 по июнь 2003 года

В настоящее время непрерывная продувка котлов при эксплуатации на номинальных параметрах составляет ≈0,2 т/час

Снижение непрерывной продувки не сказывается на качестве пара

<<И так далее. В Днепропетровске (Приднепровская ТЭС) всегда, все хорошо даже когда хреново. Последний победный доклад по этой части я слушал на конференции в Карпатах – 2010-й год, весной. Все было чисто в экранных трубах, все было хорошо с графиками, выкладками и т.д. Но до этого, в начале 2010 г. я посетил Приднепровскую ТЭС в связи с проблемами ВХР. Эпурамин тогда применялся на всех 4-х энергоблоках с барабанными котлами. Еще до моего приезда там заменили нижнюю половину экранных труб. При анализе отложений в экранной трубе бригада ВТИ при общем также победном тоне обнаружила натрий, что бывает только при очень большом количестве отложений.

После замены нижней половины экранных труб оставалась очень острая проблема интенсивной коррозии на сварных стыках верхней части труб. На мой вопрос на конференции о том, как решили проблему со стыками, был ответ: Знаете, после того, как вы были у нас на ТЭС, главный инженер предложил перенести стыки вниз, и проблемы прекратились. Каково? Я промолчал – решил, что это их право продолжать эксперимент. Но получается, что сначала поменяли нижнюю половину экранных труб, а затем и верхнюю, и трубим при этом, что все хорошо. Через несколько месяцев после этого мне позвонил конкурент эпураминщиков – Гречухин И.Г. (он в то время предлагал аквамин), и сказал, что на Придрепровской ТЭС оставили на эпурамине только один блок из 4-х. Что далее было – точно не знаю, слышал, что вообще отказались от эпурамина.

P.S. По последним на декабрь 2012 г. сведениям эпурамин применяется на всех 4-х энергоблоках с барабанными котлами Приднепровской ТЭС.

Однако пока продолжим победные реляции.>>

Предварительный отчет об опытно-промышленном внедрении воднохимического режима с дозированием комплексного реагента Epuramine V2100, V210 на энергоблоке ст. №8 Кураховской ТЭС

ООО "ГидроТехИнжиниринг" г.Днепропетровск, 2003 г.

1. Введение

В соответствии с решением технического совещания при директоре СЕ "Кураховская ТЭС" ООО "Востокэнерго" от 03.07.2003г. энергоблок ст. № 8 Кураховской ТЭС был переведен на новый водно-химический режим (ВХР) с использованием пленкообразующих аминов. По опыту работы ряда зарубежных ТЭС и ТЭС стран СНГ (Россия, Беларусь, Казахстан), а так же Приднепровской ТЭС (ОАО "Днепроэнерго", Украина) использующих в качестве заменителя гидразин-гидрата и фосфатов пленкообразующие амины, было принято решение опробовать комплексный реагент Epuramine V210, V2100.

Цель опытно-промышленного внедрения - отработка оптимального ВХР с дозированием комплексного реагента Epuramine V210, V2100.

Основные задачи, которые решались во время опытно-промышленного внедрения:

1. разработка технологии коррекционной обработки (приготовление, хранение, дозирование, химконтроль) на Кураховской ТЭС;

2. установление эффективности Epuramine в качестве заменителя традиционных реагентов для коррекционной обработки пароводяного тракта применительно к блокам Кураховской ТЭС;

3. определение эффективности Epuramine, как очистителя загрязненной поверхности экранных труб;

4. оценка эффективности создаваемой защитной пленки комплексным реагентом Epuramine.

2. Теоретические основы применения Epuramine V2100

На большинстве тепловых электростанций для подпитки котлов используется вода высокого качества, однако в процессе работы теплоэнергетического оборудования возникают проблемы, обусловленные коррозией конструкционных материалов и образованием отложений на теплопередающих поверхностях. Наличие отложений снижает коэффициент теплопередачи, увеличивает сопротивление тракта и уменьшает экономичность работы. Для оборудования, работающего под давлением и при высоких температурах, это может привести к пережогу труб и возникновению аварийных ситуаций. Кроме того, вследствие образования накипи увеличивается расход топлива. Поэтому для энергетики весьма актуальным является вопрос выбора оптимального водно-химического режима барабанных котлов высокого давления.

Традиционный водно-химический режим для котлов высокого давления имеет ряд недостатков:

- использование нескольких реагентов для коррекционной обработки воды (тринатрий фосфата, аммиака и токсичного гидразин - гидрата);

- при использовании тринатрий фосфата возможно протекание щелочной коррозии;

- в зонах высоких тепловых нагрузок образуются малотеплопроводные пористые железофосфатные и медные отложения;

- вероятность присутствия большого количества свободного аммиака отрицательно сказывается на коррозионных процессах латунных труб конденсаторов и ПНД.

В последнее время для барабанных котлов высокого давления все более широкое применение на зарубежных ТЭС и ТЭС стран СНГ (Россия, Беларусь, Казахстан, Украина) находят пленкообразующие амины. Эти реагенты образуют на поверхности металла защитную пленку, препятствующую его контакту с коррозионно - агрессивными соединениями; а очищающий эффект обусловлен проявлением их поверхностно - активных свойств. Одним из уже зарекомендовавших себя на Европейском рынке реагентов является реагент Epuramine , производимый французской компанией Epuro S.A. Этот уникальный продукт был сделан благодаря смешиванию нескольких компонентов:

- пленкообразующих аминов;

- дисперсантов;

- нейтрализующих аминов.

Общая формула аминов:

R-[NH- (CH2)3-]n-NH2

n = 0 до 7

О.Д.А.при n = 0

R = алифатическая цепь с C12 минимум и C18 доминирующим.

Защитное действие пленкообразующих аминов основано на формировании адсорбционного слоя на всей поверхности металла, с которой соприкасается среда, содержащая амин. Он адсорбируется в виде мономолекулярного слоя. Затем адсорбционный слой амина переходит в слой поверхностных химический соединений, в которые входят атомы металла. В результате образуется защитная пленка магнетито - аминового типа. Полученная пленка препятствует доступу кислорода и агрессивных сред к металлу по всему тракту тепловой схемы, не уменьшая при этом коэффициент теплопроводности стенки трубы. Нет коррозии латунных сплавов. Дисперсанты переводят соли магния и кальция, а так же Fe2O3 из уже сформировавшихся отложений в раствор. Нейтрализующие амины связывают свободную углекислоту и способствуют поддержанию необходимого уровня pH по всему тракту. Epuramine видоизменяет кристаллическую структуру карбоната кальция, неприкипающего к поверхности металла, образуя легкий аморфный осадок, который легко удаляется продувкой.

Амин паролетуч, поэтому легко переносится в пар и водный конденсат. Конденсация пара принимает капельный характер, который приводит к улучшению теплообмена, увеличивая при этом эффективность работы конденсатора. Использование Epuramine не приводит к повышению солесодержания котловой воды, что позволяет уменьшить непрерывную продувку. Epuramine не является токсичным веществом, биологически разлагается и может сбрасываться со сточными водами.

<<Далее я привожу иные, мягко говоря менее оптимистические точки зрения. Документы ЦКТИ мне в свое время предоставили для оценки изложенных там положений.>>

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по работе "Анализ надежности котла ТП-109 при применении

водно-химического режима с использованием эпурамина"

Этап 1, п. 2.2.1

Заведующий котельным отделением

кандидат технических наук Е.Э. Гильде

Заведующий лабораторией

внутрикотловой гидравлики и сепарации,

кандидат технических наук В.И. Бреус

Ведущий научный сотрудник,

кандидат технических наук И.И. Беляков

Санкт-Петербург 2005г.

Содержание

1.Анализ технической документации повреждений, обусловленных

нарушением ВХР.......................................................3

2.Анализ состояния водного режима....................................8

2.1 Основные источники загрязнения питательной воды и пара...........8

2.2 Влияние коррекционной обработки теплоносителя и режимов работы на

водно-химический режим котла.........................................9

Выводы..............................................................13

Литература..........................................................14

Приложение 1.

Технологическая программа проведения консервации оборудования

энергоблока ст.N9 пленкообразующим амином ОДА на период среднего

ремонта.............................................................15

Приложение 2.

Показатели водно-химического режима в процессе консервации блока ст.N3

Кураховской ТЭС.....................................................25

1. Анализ технической документации и повреждений, обусловленных

нарушением ВХР

В настоящее время котлы ТП-109 ст.N3,4,7,8,9 Кураховской ТЭС эксплуатируются при коррекции водно-химического режима котловой воды с использованием эпурамина вместо применявшихся ранее фосфатов.

Технология ведения ВХР осуществляется на основании рекомендаций фирмы-изготовителя эпурамина, инструкции РАО ЕС России СО 34.37.5352004 и "Временной режимной карты", разработанной ООО "Востокэнерго" и Кураховской ТЭС.

При работе котлов на эпураминном режиме имели место повреждения экранных труб солевого отсека котла ст.N9.

В заключении ОАО "НПО ЦКИ" [1] показано, что причиной их возникновения является не нарушение циркуляции и влияние эпурамина, а работа котла на номинальных параметрах в течение ~150 часов при значении рН котловой воды солевого отсека рН=6.5-7.2 в период его консервации с использованием октадециламина (ОДА).

Данное обстоятельство не соответствует требованиям ПТЭ ЕС России, где согласно п.4.8.30 при снижении рН котловой воды менее рН<7.5 и невозможности его повышения путем дозирования едкого натрия (NaOH) котел должен быть немедленно остановлен.

Технология консервации котла с использованием ОДА, разработанная МЭИ и ВНИИАМ, изложена в РД [2].

Консервация блока ст.N9 КуТЭС с использованием ОДА производилась по программе, составленной ООО "Гидро Тех Инжиниринг" (ООО "ГТИ") г. Донецк (см. Приложение1).

Следует отметить, что консервация энергетического оборудования является весьма сложной технологической операцией и все аспекты ее выполнения должны быть четко изложены в инструкции, особенно касающиеся вопросов обеспечения надежности оборудования.

В этой связи необходимо указать, что в РД [2] некоторые вопросы отражены недостаточно полно, а отдельные положения программы консервации, разработанной ООО "ГТИ", не согласуются с РД.

Так в РД (п.5.1.1) рекомендуется производить консервацию при минимальной нагрузке блока при исходной концентрации ОДА в рабочей среде (п.3.2) от 1-5 мг/л до 30-100 мг/л при продолжительности консервации от 30 до 10-15 часов. Не указывается, в каком элементе блока должна поддерживаться концентрации ОДА. В требованиях по химконтролю процесса консервации (п.4.2) не оговорены допустимые пределы поддержания рН котловой воды.

В соответствии с программой ООО "ГТИ" консервация блока N9 КуТЭС осуществляется в два этапа: первый этап при работе блока на номинальных параметрах и нагрузке блока, соответствующей диспетчерскому графику, в течение 150 часов с установкой начальной концентрации консерванта в контуре 100-200 мкг/л. При этом также не указывается в каком элементе блока необходимо ее поддерживать и не определены допустимые пределы значения рН котловой воды, на втором этапе консервации подвергается только котел при поддержании давления в барабане Рб=10-12 кгс/см2 в течение 8-12 часов.

На рис.1 приведены графики изменения рН котловой воды солевого и чистого отсеков в процессе консервации котлов ст.N3 и N9 КуТЭС, из которого следует, что имеется значительное различие рН котловой воды первой и второй ступеней испарения. При этом в отличие от фосфатного ВХР, рН котловой воды в солевом на 1.5-2.0 единицы меньше, чем в чистом отсеке, а не наоборот.

Это свидетельствует о наличии термолиза ОДА при температуре котловой воды ~340 оС в чистом отсеке, где, по-видимому, часть ОДА превращается в аммиак, удаляемый с паром, значение рН которого выше рН котловой воды и составляет 9.2-9.25 (см. Приложение 2).

Из рис.1 также видно, что увеличение вдвое концентрации ОДА в котловой воде (блок N9) практически не влияет на значение ее рН, которое определяется, главным образом, наличием в ней потенциально кислых продуктов, содержащихся в отложениях, накопленных на внутренней поверхности экранных труб при эксплуатации на фосфатном режиме (котел не подвергался химической промывке).

Следует отметить, что процесс консервации блока ст.N9 имел продолжительность в ~2.5 раза большую, чем блока ст.N3.

Известно, что возникновение водородной хрупкости металла происходит через некоторый период времени, называемый индукционным или инкубационным после создания условий ее протекания. Данное обстоятельство и является, по-видимому, основной причиной отсутствия повреждений экранных труб котла ст.N3.

Снижению интенсивности коррозии металла экранных труб котла ст.N3 способствовало также наличие значительно меньшего количества внутренних отложений в экранных трубах данного котла, чем в трубах котла ст.N9. Однако, для оценки прочностных характеристик, следует выполнить анализ металла экранных труб солевого отсека котла ст.N3.

Специалисты ООО "ГТИ" утверждают, что предельные значения рН котловой воды, приводимые в ПТЭ ЕС России, распространяются на котлы, эксплуатируемые при фосфатном ВХР котловой воды. Однако, как показывает зарубежный опыт [3-5], при работе котлов с одноступенчатым испарением и использованием питательной воды высокого качества, при использовании для коррекции ВХР летучих щелочей отмечались многочисленные случаи хрупких повреждений экранных труб, вызванных возникновением режимов котловой воды с рН<7.5, предотвращение которых осуществлялось вводом в котловую воду твердых щелочей.

В 1984г НПО ЦКТИ на основании анализа причин возникновения повреждений экранных труб котлов П-62 ТЭС Марица-Восток-2 (Болгария), питание которых осуществлялось обессоленной водой, а в схеме пароводяного тракта имеются блочные обессоливающие установки (БОУ), было установлено, что коррозия возникала, при работе на бесфосфатном режиме, с пониженными рН котловой воды рН<7.5.

Из опыта эксплуатации прямоточных котлов с.к.д. известно, что возможно обеспечение режимов отсутствия коррозии внутренней поверхности экранных труб при кислородном ВХР с рН питательной воды рН<7.0, и при этом электропроводимость ее должна быть не более 0.3 мкСм/см. Однако для предотвращения возникновения водородного охрупчивания труб ПВД с паровой стороны был введен модифицированный вариант кислородного ВХР с подщелачиванием питательной воды аммиаком, с целью поддержания значения ее рН=8.2-8.3

Вследствие концентрирования примесей в котловой воде барабанного котла, электропроводимость ее будет в десятки раз выше, чем в питательной, поэтому при проведении консервации котлов при работе на номинальных параметрах следует обеспечивать рН котловой воды в соответствии с нормами ПТЭ [6].

2. Анализ состояния водного режима

2.1 Основные источники загрязнения питательной воды и пара

Блоки мощностью 210 МВт КуТЭС работаю в конденсационном режиме. Восполнение потерь конденсата обеспечивается подпиткой водой от испарителей в количестве не более 15-20 т/ч. Жесткость подпиточной воды составляет в среднем 2 мкг-экв/л, а содержание углекислоты CO2 - 2 мг/л. При отсутствии БОУ основным источником поступления загрязнений питательной воды являются присосы сырой воды, охлаждающей конденсатор турбины.

Необходимо отметить, что, несмотря на длительный срок эксплуатации энергоблоков (150-190 тысяч часов) и весьма высокое солесодержание охлаждающей воды, обеспечиваются нормативные показатели качества питательной воды котла, что является свидетельством поддержания в эксплуатации высокой плотности конденсаторов турбин.

Так жесткость питательной воды не превышает 1 мкг-экв/кг, содержание кремнекислоты - 15 мкг/кг, железа - 20 мкг/кг, меди - 5 мкг/кг, натрия - 8-12 мкг/кг, кислорода - 20 мкг/кг, электропроводимость - 1.5 мкСм/см, рН=9.1-9.2. Обеспечивается также достаточно высокое качество насыщенного и перегретого пара, соответствующее нормам ПТЭ ЕС России по содержанию кремнекислоты SiO2<15 мкг/кг и натрия Na<5 мкг/кг.

Следует отметить недостаточно эффективную работу сепарационных устройств котлов, о чем свидетельствует практическое равенство качества пара и питательной воды. Одной из причин данного положения может служить низкая эффективность работы выносных циклонов, что следует проверить, установив измерение качества пара на выходе из циклонов. Сравнительно высокое содержание кремнекислоты в паре может быть обусловлено также неустойчивой работой барботажно-промывочного устройства при работе котла на пониженных нагрузках, когда возникает так называемый "провальный режим". <<Насколько я помню (есть где-то и данные)в тот период разность между кремнесодержанием питательной воды и паров была на уровне 4 мкг/кг, что типично при малых размерах непрерывной продувки котлов Рб=155 кгс/см2.>>

Необходимо отметить, что при <<существующем>> качестве питательной воды КуТЭС в принципе нецелесообразно применение ступенчатого испарения и промывки пара как, например, на зарубежных котлах. <<А это уже другая крайность применительно к нашим ТЭС с Рб=155 кгс/см2, хотя доля истины в этом есть.>>

2.2 Влияние коррекционной обработки теплоносителя и режимов работы на водно-химический режим котла

В течение многих лет в разных странах ведутся поиски реагентов для коррекции ВХР котловой воды барабанных котлов. В настоящее время на ТЭС России фактически монопольное распространение получил гидразинно-аммиачный ВХР питательной воды и щелочно-фосфатный котловой воды.

ВХР котловой воды с использованием летучих щелочей, а также едкого натра, лития, комплексонов не получил применения, в основном, вследствие возникновения в эксплуатации режимов коррозии металла внутренней поверхности экранных труб из-за применения не полностью обессоленной воды и отсутствия на ТЭС с барабанными котлами БОУ.

На ТЭС США, Англии, Франции и др. стран также наибольшее применение имеет фосфатный режим котловой воды при наличии обессоливания питательной воды <<?>> и БОУ для очистки конденсата.

Как уже указывалось, на КуТЭС пять энергоблоков работают с применением для коррекции ВХР котловой воды с использованием эпурамина. Время перевода энергоблоков на эпураминный ВХР: блок N8 - август 2003г; блок N3 - ноябрь 2003г; блок N7 - январь 2004г; блок N9 - август 2004г; блок N4 - декабрь 2004г.

Применение эпурамина, как полагают авторы, позволит решить следующие задачи:

- использовать для коррекции ВХР питательной и котловой воды один реагент вместо трех (аммиака, гидразина, и щелочно-фосфатной смеси), что значительно упрощает эксплуатацию;

- использовать эпурамин для консервации оборудования на время простоя на 6 месяцев и более, т.е. отказаться от других способов консервации;

- значительно увеличить межпромывочный период работы котлов за счет снижения интенсивности образования внутренних отложений в экранных трубах;

- снизить расход воды с непрерывной продувкой;

- улучшить экологию за счет отказа от использования гидразина.

Определение эффективности эпураминного ВХР требует проведения мониторинга его показателей в течение достаточно продолжительного периода при выполнении периодических измерений параметров в расширенном, по сравнению со стандартным объемом, перечень которых передан КуТЭС.

Перевод энергоблоков на эпураминный ВХР осуществлялся без проведения химических промывок котлов, что противоречит временной инструкции по его применению. Наибольшую наработку после последней (1994г) химической промывки имел блок N9.

Все энергоблоки, кроме блока ст.N8, перед переводом на эпураминный ВХР подвергались консервации с использованием ОДА. Продолжительность консервации котлов ст.NN3,4,7 по программе ООО "ГТИ" составляла ~50 часов, а блока ст.N9 - 150 часов.

Следует отметить, что все переведенные на эпурамин котлы в начальный период эксплуатации, в течение в среднем 1.5-2 месяца, имели рН котловой воды ниже, чем питательной воды, при этом рН чистого отсека составлял рН=8.6-8.8, а рН солевого на 0.2-0.3 единицы меньше. На блоке N8 в течение первого месяца работы отмечалось снижение рН котловой воды солевого отсека до 7.0-7.5. По другим показателям отклонений от нормативных значений не отмечалось.

В процессе эксплуатации выявились некоторые особенности показателей ВХР. Наиболее интересным является наличие жесткости в котловой воде чистого отсека, равной Жчо=5-6 мкг-экв/кг, и солевого - Жсо=18-20 мкг-экв/кг. Известно, что жесткость в продувочной воде котлов при фосфатном режиме отсутствует.

Отмечаются значительные колебания изменения жесткости, например, на блоке N9 в феврале 2005г ее значение в солевом отсеке составляло 8-12 мкг-экв/кг, то в апреле снижалось до 2-3 мкг-экв/кг. Измерение жесткости питательной воды на КуТЭС производится по стандартной методике с точностью 1 мкг-экв/л. В апреле 2005г в отдельные дни проводились измерения жесткости питательной воды с точностью до 0.1 мкг-экв/л, которые показали, что фактическое значение жесткости питательной воды составляет 0.5-0.7 мкг-экв/кг, однако закономерности ее изменения в продувочной воде различных котлов не прослеживается. <<Это еще зависит от того как прослеживать.>>

Данный вопрос имеет важное значение в связи с тем, что при жесткости питательной воды 0.1-0.2 мкг-экв/кг, имеющей место на эпураминных котлах ЛуТЭС, жесткость в продувочной воде отсутствует. Согласно мнению авторов, эпурамин не вступает в химическую реакцию с соединениями кальция и магния, а создает условия для блокирования роста кристаллов CaCO3 и предотвращает образование накипи в экранных трубах. Вопрос состоит в том, какое количество солей жесткости выносится из котла?

Значительное увеличение жесткости в продувочной воде до 50-70 мкг-экв/кг при нормативном ее значении в питательной воде отмечается при пусках котла, а, например, 18 апреля 2005г во время пуска ст.N3, когда жесткость котловой воды в чистом отсеке составляла 40 мкг-экв/кг, а в продувочной воде 440-470 мкг-экв/кг, что, по-видимому, вызвано установкой во время ремонта в котел новых труб, на внутренней поверхности которых возможно имелись отложения солей жесткости. На следующий и в последующие дни жесткость продувочной воды на данном котле не превышала 14-16 мкг-экв/кг.

При работе на эпураминном ВХР солесодержание котловой воды значительно ниже, чем при фосфатном, и составляет в среднем 2.0 мг/кг в чистом отсеке и 7-10 мг/кг в солевых отсеках. При фосфатном режиме солесодержание в солевом отсеке составляло 60-120 мг/кг. В несколько раз снизилась также общая щелочность котловой воды и практически исчезла ее фенолфталеиновая составляющая.

При электропроводимости питательной воды в среднем 1.5 мкСм/см значение ее в котловой воде чистого отсека составляет 9-10 мкСм/см и солевого отсека - 60-65 мкСм/см.

При данных значениях электропроводимости котловой воды недопустима работа котла со значениями ее рН<7.5 [3-5].

В целом значения других показателей ВХР котла практически такие же, что и при фосфатном режиме и соответствуют нормативным требованиям.

Выводы

1. Анализ режимов консервации котлов ТП-109 КуТЭС на номинальных параметрах работы блока с использованием ОДА вызывает возникновение режимов в низкими значениями рН<7.5 котловой воды солевого отсека, что и привело к появлению коррозионных повреждений экранных труб котла блока ст.N9.

2. Ведение эпураминного ВХР осуществляется в соответствии с инструкциями и временными РД ЕС России. Перевод котлов на эпураминный режим выполнен без проведения химических промывок, что вызвало наличие нестабильных показателей рН котловой воды в течение первого периода 1-1.5 месяцев.

3. Анализ показателей питательной воды и пара свидетельствует о том, что значения их соответствуют нормативным требованиям. Следует отметить высокую плотность конденсаторов турбин, обеспечивающих содержание жесткости в питательной воде не уровне 0.5-0.6 мкг-экв/кг. Содержание кремнекислоты в паре и питательной воде практически одинаково, что свидетельствует о недостаточной эффективности сепарационных устройств <<далась же им эта "эффективность"; и разность кремнесодержаний на уровне 4 и более мкг/кг при уровне 20 мкг/кг в питательной воде это никак не "практически одинаково">>. Одной из причин данного явления может быть низкая эффективность сепарации в выносных циклонах, которые несколько перегружены по пару.

4. В отличие от фосфатного ВХР отмечается наличие жесткости в продувочной воде, составляющее в среднем 20-22 мкг-экв/кг. Необходимо изучение данного феномена при организации более точных измерений жесткости питательной воды на одном из котлов.

5. В настоящее время показатели ВХР эпураминных блоков достаточно стабильны и соответствуют нормативным требованиям.

6. Оценка технической и экономической эффективности эпураминного ВХР может быть дана после его оптимизации и мониторинга показателей в течение продолжительного времени, включающего определение межпромывочного периода, а также оценку работы теплообменного оборудования блока и турбины.

Литература

1. Беляков И.И., Бреус В.И., Литвинова Л.А. Определение причин повреждений труб солевых отсеков котлоагрегата ТП-109 Кураховской ТЭС "Востокэнерго" Заключение ОАО "НПО ЦКТИ", Спб., 2005г.

2. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования с применением пленкообразующих аминов Рд. 34.20.591-97 и дополнение 1998г.

3. Kittel H. Schlizia H. Hydrogen measurement as an aid to explaining processes in the water-steam cirсuit. - "Combustion",1977, vol.48, N7.

4. Effertz P.-H., Heinz A/ Feststoffalkalisierung bei Dampferzeurgern mit Natur- und Zwangumlauf "Der Maschinenschaden" 1973, N2.

5. Bursik A. Zur chemischen Fahrweise von Wasser-Dampf-Kreislaufern "Energie", vol.26, N9.

6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Спб.ЦОТБСП, 2003.

-------------------------------------------

ЗАМЕЧАНИЯ К ДОКУМЕНТУ ОАО "НПО ЦКТИ"

ЗАКЛЮЧЕНИЕ по работе "Анализ влияния водно-химического режима с использованием эпурамина на надежность котлов ТП-109 СЕ "Кураховская ТЭС" ООО "Востокэнерго"

<<Это те замечания, которые я составил в 2005 году, которые обсуждались и которые были переданы Кураховской ТЭС>>

Выводы и рекомендации НПО ЦКТИ

1. Опыт эксплуатации блоков с котлами ТП-109 Кураховской ТЭС в течение двух лет на эпураминном ВХР показал, что в настоящее время его показатели стабилизировались и соответствуют требованиям временной инструкции.

В начальный период работы котлов отмечались пониженные значения рН котловой воды солевого по сравнению с рН чистого отсека, что, по-видимому, обусловлено наличием потенциально кислых продуктов в отложениях, образовавшихся при работе блоков на фосфатном ВХР, а также недостаточной концентрацией Эпурамина. В настоящее время на всех котлах, работающих на эпураминном ВХР, рН котловой воды солевого отсека на величину 0.1-0.2 рН больше, чем чистого отсека при уменьшенной ~в 2 раза дозировке эпурамина, чем в начальный период эксплуатации. Стабилизация показателей эпураминного ВХР происходила в течение одного полутора лет.

Замечание к п.1. Факт стабилизации показателей эпураминного ВХР позволяет предположить, что вместе с отмеченной в п.1. стабилизацией показателей исчезнут и неприятности, характерные для начального периода ведения эпураминного ВХР.

2. Оценка буферности раствора комплексного реагента Эпурамин показывает, что оптимальное значение рН котловой воды должно составлять рН=9-9.2. Уменьшение рН котловой воды менее 8.5 недопустимо.

Замечание к п.2. Повышение рН способствует уменьшению водородного охрупчивания экранных труб. Значение рН=9-9.2 котловой воды, предложенное ЦКТИ, представляется целесообразным. Что касается буферности раствора эпурамина, то фактор буферности – это фактор устойчивости водно-химического режима относительно воздействия примесей, включая продукты разложения эпурамина, на понижение рН котловой воды.

3. Учитывая, что поддержание рН котловой воды является одним из показателей качества ведения Эпураминного ВХР целесообразно установить непрерывную регистрацию данного параметра.

Замечание к п.3. Кроме этого желательно иметь в запасе щелочь для оперативного повышения рН котловой воды в случае понижения значения этого показателя ниже рекомендуемого.

4. Данные измерений концентраций кремнекислоты в паре и питательной воде свидетельствуют о практическом отсутствии их различия, что, по-видимому, обусловлено низкой эффективностью работы сепарационных устройств.

Замечание к п.4. Причины и подтверждение факта этого явления требуют отдельного выяснения.

5. Сопоставление данных при работе котлов на фосфатном и эпураминном ВХР показывает, что требуемое содержание кремнекислоты в паре обеспечивается при одинаковых величинах непрерывной продувки определяемой содержанием SiO2 в котловой воде, а не солесодержанием.

Таким образом эпураминный ВХР не дает возможности снизить непрерывную продувку котла по сравнению с котлами, работающими на фосфатном ВХР.

Замечание к п.5. В настоящее время есть возможность регулирования размера непрерывной продувки не только по кремнесодержанию, но и по pNa котловой воды. <<Я тогда еще не знал, что pNa-метр на котловой воде дает искаженные результаты, зависящие от щелочности и возможно от других, не изученных, факторов.>>

6. Неясным вопросом при использовании комплексного реагента Эпурамин для кондиционирования котловой воды является оценка его способности предотвращать образование отложений солей жесткости. При отсутствии БОУ возможно попадание солей жесткости в питательную воду. В настоящее время неизвестна предельная концентрация жесткости, которая будет блокирована и выведена из котла под воздействием эпурамина.

Замечание к п.6. На данном этапе можно ориентироваться на предельно допустимую жесткость питательной воды, регламентированную нормами ПТЭ.

7. Защитная пленка на внутренней поверхности образцов труб после консервации котла эпурамином имеет высшую категорию устойчивости по воздействию стандартного реагента. Однако она не обладает гидрофобностью. Поэтому необходимо выполнение специальных сравнительных испытаний коррозионной стойкости образцов труб, особенно КПП НД, в водной среде и по методике Южтехэнерго [9] и мониторинга образцов-свидетелей, установленных в трубах котлов.

Замечание к п.7. Нет ссылки или разъяснения относительно установки образцов-свидетелей.

8. Сравнение концентраций железа в питательной и котловой воде показывает, что как при фосфатном, так и эпураминном ВХР ~95% оксидов железа осаждается в экранах котла. Ввиду небольшого периода работы котлов ТП-109 на эпураминном ВХР оценить длительность межпромывочного режима не представляется возможным.

Замечание к п.8. Согласно табл. 2.1., представленной в работе НПО ЦКТИ, среднее содержание оксидов железа в питательной воде составляет ~30 мкг/кг. Из них 75% переходит в пар и 5% выводится с непрерывной продувкой. Следовательно, максимально (без учета периодических продувок) в котле может остаться 100-75-5=20% или 30*20/100=6 мкг/кг или 0.006 г/т оксидов железа, привнесенных с питательной водой. Согласно оценкам Ю.М.Кострикина это отвечает ~0.006/3=0.002 г/м2 привнесенных отложений оксидов железа в экранных трубах котла за час его работы в стационарном режиме или ~16 г/м2 за год работы котла. Дополнительное количество железоокисных отложений в экранных трубах может возникать в стационарном режиме за счет внутренней коррозии, в особенности в случаях понижения рН котловой воды, и за счет стояночной коррозии. В целом, межпромывочный период при эпураминном ВХР может несколько возрасти против фосфатного ВХР за счет уменьшения образования в экранных трубах жесткостных соединений, что, однако, требует дополнительных подтверждений. <<В целом межпромывочный период может сократиться из-за увеличения неравномерности отложений при эпураминном ВХР.>>

Замечания по тексту:

П.2.1. Подтверждением этому является практическое отсутствие фенолфталеиновой щелочности (Щфф) в котловой воде солевого и чистого отсеков (см. также таблицы 2.2-2.6.). Замечание. На самом деле здесь происходит быстрое исчезновение гидратной щелочности в пробах котловой воды вследствие их контакта с воздухом, содержащим углекислый газ.

П.2.1. Продуктами разложения могут быть аммиак или нашатырный спирт.

Замечание. Нашатырный спирт – это водный раствор аммиака.

П.2.1. Данный вопрос требует специального анализа о возможной целесообразности применения одноступенчатого испарения и исключения промывки пара при весьма высоком качестве питательной воды, что даст значительную экономию эпурамина.

Замечание. На котлах сверхвысокого давления - около 200 кгс/см2 - работа внутрибарабанных циклонов и промывочного листа в условиях очень чистой питательной воды становится не эффективной так же, как ступенчатое испарение котла. Для котлов с внутрибарабанным давлением 155 кгс/см2 указанная неэффективность касается только выноса в пар соединений меди и железа. В любом случае, внутрибарабанные устройства очистки пара, включая промывочный лист, являются элементами обеспечения надежности ВХР, так как предотвращают большой капельный вынос котловых вод в насыщенный и перегретый . Оценка целесообразности отказа от схемы ступенчатого испарения требует специальных прогнозных расчетов, которые, однако, затруднены из-за отсутствия данных о коэффициентах распределения между паром и водой компонентов эпурамина и продуктов его разложения в котловой воде.

П.2.1. "Необходимо отметить, что на котлах ТП-100 Луганской ТЭС при жесткости питательной воды 0,2-0,3 мкг-экв/дм3 увеличение ее в котловой воде при работе на эпураминном ВХР не отмечается. Возможно концентрация солей жесткости равная 0,2-0,3 мкг-экв/дм3 является стехиометрической, т.е. равной растворимости в паре".

Замечание. Совершенно непонятно что имеется ввиду. Нормально, при фосфатном ВХР мы имеем почти нулевую жесткость паров, обусловленную практически только капельным выносом в пар котловой воды. Если имеется ввиду, что и жесткость паров при эпураминном режиме на Луганской ТЭС тоже равна 0,2-0,3 мкг-экв/кг при отсутствии присосов жесткости в пробу с охлаждающей ее водой, то это очень плохой признак. Признак, говорящий об очень большом коэффициенте распределения инициированных эпурамином молекулярных или мелкодисперсных соединений жесткости между паром и водой, представляющем опасность с точки зрения возможности быстрого заноса отложениями жесткости проточной части турбин. Поэтому этот вопрос требует серьезного уточнения относительно реального положения дел с выносом соединений жесткости из котловых вод в пар. Тем более, что уже был зафиксирован случай с повышением давления в контрольных точках турбин после перехода на эпураминный ВХР <<об этом была речь на конференции на Кураховской ТЭС>>.

П.2.2. Указанные значения CFe свидетельствуют о том, что при фосфатном и эпураминном ВХР происходит в одинаковой степени процесс образования отложений на экранных поверхностях нагрева, т.к. с непрерывной продувкой выводится не более 2,5-5,0% железа, вносимого в котел с питательной водой.
Замечание. Образование отложений это многофакторный процесс, не определяемый однозначно процентом вывода железа с непрерывной продувкой котла. <<На тот момент у меня были факты, подтверждающие увеличение неравномерности распределения отложений при переходе на трилонный режим, но относительно эпураминного режима я тогда еще со своим мнением не определился. Да и просто не хотелось заранее оговаривать проводившийся тогда эксперимент.>>

П.2.1. В настоящее время неизвестна предельно допустимая концентрация солей жесткости, которая будет блокирована и выведена из котла под воздействием эпурамина.
Недооценка данного обстоятельства, возможно, послужила причиной массовых повреждений экранных труб на двух ТЭЦ Казахстана при ВХР с использованием пленкообразующего реагента типа хеламин.
Известно, что попытки применения бесфосфатных ВХР на ТЭС России и Украины окончились также неудачей.
Замечание. Эти интересные факты сами по себе (без их обстоятельного анализа) ничего не добавляют и не убавляют относительно эпураминного ВХР. Можно говорить о некоторых неприятных аналогиях. Трилонный режим постепенно спускался на тормозах, все менее подтверждая обещанные преимущества и все более проявляя необещанные недостатки, делая при этом крен в сторону гидратного режима. Одна из причин этого положения - отсутствие четкой регламентации ведения ВХР из-за отсутствия, в свою очередь, методик количественного и качественного анализа продуктов разложения трилона, часть которых ("пассиваторы") оказалась коррозионно агрессивной относительно КПТ. В эпураминном режиме мы не имеем не только методик анализа продуктов разложения комплексного реагента, но и методик определения всех его исходных компонентов, что можно считать категорическим недостатком нынешнего этапа ведения эпураминного ВХР. В результате мы не знаем почему применительно к энергетическим котлам Кураховской ТЭС эпураминный режим на данном этапе не проявил в должной мере ожидаемых ингибирующих свойств ни относительно развития коррозионных повреждений, ни относительно образования отложений в экранных трубах котлов. Об этом обстоятельстве - о том, что эпураминный режим ведется вслепую и в силу этого непредсказуем относительно возможных последствий, - надо говорить честно и это следует иметь ввиду.
Контроль и управляемость режима - это те задачи, которые желательно решить в ведении эпураминного режима прежде, чем накопятся негативные последствия неконтролируемых причин, как это случилось с внедрением трилонного ВХР.
<<Что касается массовых повреждений экранных труб на двух ТЭЦ Казахстана, то это могло произойти из-за того, что хеламин вводился в сильно загрязненные отложениями котлы.>>
23.12.05 Вед. инженер ДонОРГРЭС Протасов Н.Г.
------------------------------------------

В 2005 году ЦКТИ выполнил второй этап работ по обследованию и анализу эпураминного ВХР

ОТКРЫТОЕ АКЦИОHЕРHОЕ ОБЩЕСТВО
"НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ
И ПРОЕКТИРОВАНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
им. И.И.ПОЛЗУНОВА" (ОАО "НПО ЦКТИ")

"УТВЕРЖДАЮ"
Первый зам. генерального директора
ОАО "НПО ЦКТИ"
Е.К. Чавчанидзе
21 ноября 2005 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
по работе <<Анализ влияния водно-химического режима с использованием эпурамина на надежность котлов ТП-109 СЕ "Кураховская ТЭС" ООО "Востокэнерго" (с сокращениями)
Этап 2, п. 2.2.2

Заведующий котельным отделением
кандидат технических наук Е.Э. Гильде

Заведующий лабораторией
внутрикотловой гидравлики и сепарации,
кандидат технических наук В.И. Бреус

Ведущий научный сотрудник,
кандидат технических наук И.И. Беляков

Санкт-Петербург 2005г.

Содержание
Введение
1. Оценка качества и правильности ведения химического контроля
водного режима с дозированием комплексного реагента Эпурамин
1.1. Организация ВХР при дозировании Эпурамина
1.2. Контроль ведения ВХР
1.3. Об оптимальном значении рН котловой воды
2. Обработка материалов наблюдений. Анализ результатов обследования
2.1. Анализ показателей ВХР блоков, работающих с дозированием
Эпурамина
2.2. О надежности экранный поверхностей нагрева
2.3. О консервации котлов
Выводы и рекомендации
Литература
Приложение 1. Временная инструкция ВХР с дозированием комплексного реагента Эпурамин энергоблока 200 МВт ст.N3
Приложение 2. О повреждениях экранных труб котлов
Приложение 3. Программа мониторинга ВХР энергоблоков, эксплуатирующихся при использовании Эпурамина для обработки котловой
воды

Введение

В последние годы в ряде стран Западной Европы для кондиционирования котловой воды барабанных котлов применяются органические химреагенты, типа аминов различных модификаций. В технической литературе приводятся весьма ограниченные данные о применении только хеламина [3, 4].

С 2003 года на нескольких ТЭС Украины применяется коррекционная обработка теплоносителя барабанных котлов с давлением 13.8 МПа комплексным реагентов "Эпурамин" производства французской компании "Epuro".

Предполагается, что применение Эпурамина позволяет повысить надежность и эффективность работы оборудования ТЭС за счет:

- упрощения ведения и контроля ВХР при использовании одного реагента вместо аммиака, гидразина и фосфатов;

- отказа от проведения специальной консервации оборудования в случае вывода его в резерв, что весьма актуально при работе ТЭС с резко переменными нагрузками и минимальным коэффициентом использования мощности;

- снижения непрерывной продувки вследствие уменьшения солесодержания котловой воды;

- значительного увеличения межпромывочного периода котлов за счет снижения интенсивности образования отложений на внутренней поверхности экранных труб;

- повышения надежности и экономичности работы турбоустановки вследствие улучшения гидродинамики потоков проточной части турбин и повышения эффективности теплообменного оборудования (конденсатора, подогревателей системы регенерации) при создании на их поверхности нагрева защитной гидрофобной пленки, способствующей возникновению капельной конденсации.

В 2003-2004 гг. блоки ст.NN 3,4,7,8,9 мощностью 200 МВт с пылеугольными котлами типа ТП-109 Кураховской ТЭС были переведены на эпураминный ВХР. При переходе на указанный ВХР химическая промывка котлов не проводилась и все блоки, кроме ст.N8, подвергались консервации с использованием октадециламина (ОДА). Блоки переводились на эпураминный ВХР в следующей последовательности: ст.N8 - август 2003г., ст.N3 - ноябрь 2003г., ст.N7 - январь 2004г., ст.N4 - июль 2004г., ст.N9 - июль 2004г.

В августе 2004 года на котле блока ст.N9 стали происходить разрывы экранных труб солевого отсека.

Целью настоящего этапа работы является анализ влияния ВХР с использованием эпурамина на надежность котлов ТП-109.

1. Оценка правильности и качества ведения химического контроля водного режима с дозированием комплексного реагента Эпурамин

1.1. Организация ВХР при дозировании эпурамина

Котлы ТП-109 Кураховской ТЭЦ эксплуатировались на фосфатном режиме в течение более 30 лет.

В процессе работы они многократно, с периодичностью 5-10 лет, подвергались проведению эксплуатационных химических промывок.

Необходимо отметить, что дозирование эпурамина на котлах ст.NN3,4,7,8 осуществляется в питательную воду, а на котле ст.N9 в барабан котла.

Перевод на эпураминный ВХР первого энергоблока ст.N8 осуществлялся без использования ОДА в связи с тем, что не планировался его останов в длительный ремонт. Перед переводом на эпурамин блоков ст.N3,4,7,9 производилась их консервация октадециламином при работе на номинальных параметрах. При подобной консервации во время ее выполнения на блоках ст.N3,4,9 и 8 отмечалось значительное снижение рН котловой воды солевого отсека до рН<7,5 <<!!!>>.

1.2. Контроль ведения ВХР.

Вследствие отсутствия надежной методики определения концентрации эпурамина, дозировка ее определяется по расходу с контролем значений рН по тракту котла.

Для более полного представления о ВХР с дозированием эпурамина по рекомендации ОАО "НПО ЦКТИ" было предложено периодически, не реже двух раз в месяц, выполнить химический контроль ВХР и дополнительно определять концентрацию солей жесткости, натрия, аммиака в питательной воде, насыщенном и перегретом паре, а также в котловой воде солевого и чистого отсеков.

Содержание эпурамина по тракту блока выполняется с апреля 2004 года, но измеренные значения не совсем коррелируют с его суточным расходом. Измерение концентрации Na по тракту блока производится с помощью прибора ЭПУ-160, приобретенного в сентябре 2005г, однако показания его дают заниженные значения.

1.3. Об оптимальном значении рН котловой воды.

Оптимизация рН котловой воды является весьма сложной задачей и определяется свойствами реагента, применяемого для кондиционирования ВХР.

Так при гидратном (щелочном) ВХР с дозированием едкого натра предельные значения рН определяются условиями предотвращения щелочной коррозии.

При фосфатном режиме ВХР значение рН определяется дозированием PO4 из условия связывания солей жесткости и вывода их из котла с непрерывной продувкой. <<Оптимальный рН по нормам, установленным американскими исследователями, это тот рН, который соответствует содержанию фосфатов в котловой воде в форме тринатрийфосфат.>>

Значение рН котловой воды при эпураминном ВХР в соответствии с рекомендацией фирмы EPURO должно составлять 8.8+-0.2, а согласно временной режимной карты (см. Приложение 1) значение рН котловой воды чистого отсека должно быть равно 8.5-9.0 и солевого отсека рН<10.5.

Из рис. 1.2 следует, что раствор эпурамина обладает высокой буферностью при значении рН>8.8. С некоторым запасом значение рН котловой воды при дозировании эпурамина должно поддерживаться в пределах 9.0-9.2. Поддержание более высоких значений рН котловой воды приведет к необоснованному перерасходу весьма дорогостоящего эпурамина.

2. Обработка материалов наблюдений. Анализ результатов обследования.

2.1. Анализ показателей ВХР блоков, работающих с дозированием эпурамина.

В таблице 2.1. приведены показатели ВХР блока N8 Кураховской ТЭС, первого блока, переведенного на режим с дозированием эпурамина в питательную воду в августе 2003 года.

Показатели ВХР блока N8 Кураховской ТЭС 17 марта 2005 г.
Паропроизводительность котла 620 т/ч

Как следует из таблицы, несмотря на работу блока в течение более года на эпураминном ВХР, отмечается рН котловой воды солевого отсека на 0.2 единицы меньше, чем рН чистого отсека при абсолютном значении рН=8.6-8.7.

Наличие более низкой удельной электропроводности насыщенного пара (0.7-0.8 мкСм/см), чем питательной воды (1.2-1.4 мкСм/см) также свидетельствует о неполной нейтрализации потенциально кислых соединений содержащихся в котловой воде. <<Во-первых, в таблице приведены значения электропроводности конденсата, а не питательной воды, что по опыту наших работ по аквамину на Кременчугской ТЭЦ совсем не одно и то же. Во-вторых, указанное соотношение может говорить о чем угодно, например о том, что добавочная вода или ее часть вводились в конденсатор.>>

Данное обстоятельство вероятно обусловлено недостаточной концентрацией эпурамина, дозируемого в питательную воду.

Подтверждением этому является практическое отсутствие фенолфталеиновой щелочности (Щфф) в котловой воде солевого и чистого отсеков (см. также таблицы 2.2-2.6.). <<Щелочность Щфф была и согласно приведенным значениям рН ее не могло не быть. Но из-за характерной для полиаминных режимов очень низкой буферности котловой воды она нейтрализовалась углекислотой в процессе титрования при контакте пробы с воздухом. На этот счет нами проводились специальные эксперименты, показывающие, что результат Щфф зависит от длительности и интенсивности встряхивания пробы в период титрования.>>

Концентрация эпурамина по тракту блока не определялась ввиду отсутствия методики ее измерения. По мнению фирмы "EPURO" полиамины, содержащиеся в эпурамине, могут частично разлагаться. Продуктами разложения могут быть аммиак или нашатырный спирт. При этом амины мешают определению аммиака NH3 по традиционному калориметрическому методу с использованием реактива Несслера. <<Опять этот "нашатырный спирт" неясно к чему приклеенный. Нашатырный спирт – это тот же аммиак, но более концентрированный (так, чтобы в нос шибало).>>

Для представления о характере поведения эпурамина в лаборатории ИХЛ Кураховской ТЭС было выполнено по стандартной методике измерение содержания NH3 по тракту блока. Дозировка аммиака не проводилась, но измеренная его концентрация в питательной воде составляет 400-600 мкг/кг и практически такая же концентрация NH3 имеется в насыщенном паре. В котловой воде солевого отсека аммиак практически отсутствует.<<Вот именно, я всегда об этом напоминал молодым коллегам.>>

Подобное поведение аммиака наблюдается при работе котлов на фосфатном ВХР с дозированием его в питательную воду с концентрацией 400-600 мкг/кг.

Данное обстоятельство, по-видимому, свидетельствует о том, что некоторая часть эпурамина разлагается в котле с образованием аммиака.

Из таблицы 2.1. следует, что солесодержание воды солевого отсека не превышает 7 мг/кг, что в 2-10 раз меньше, чем при фосфатном ВХР.

Повышенная концентрация меди в питательной воде вероятно обусловлена нестабильным режимом работы блока (частые пуски).

В таблице 2.2-2.6 приведены показатели ВХР блоков ст.N3,4,7,8,9 Кураховской ТЭС с выполнением измерений в расширенном объеме. Из таблиц следует, что качество пара по содержанию кремниевой кислоты SiO2 соответствует ПТЭ и не превышает 15 мкг/кг. Однако следует отметить, что практически нет различия в содержании SiO2 в паре и питательной воде, что свидетельствует о низкой эффективности работы сепарационных устройств. <<Данных в Заключении не очень много для того, чтобы судить о содержании SiO2 в паре и питательной воде. По среднемесячным эксплуатационным данным того периода разница, насколько я помню, была. С другой стороны, из-за низкой буферности котловой воды может резко понизиться ее фактический рН (рН котловой воды, а не отобранной охлажденной пробы), что увеличивает мольную долю кремнекислоты и, соответственно, видимый коэффициент выноса соединений кремнекислоты в пар. При этом снижается кремнесодержание котловой воды, увеличивается кремнесодержание пара и, соответственно, уменьшается разность кремнесодержаний питательной воды и пара. Это известный распространителям эпурамина факт, и подобное поведение кремнесодержания очень четко проявлялось на Кременчугской ТЭЦ после внедрения как эпураминного, так и акваминного режимов.>>

<<Таблицы громоздкие, оставлены в Excel – прилагаемый файл CKTI Эпурамин а также Хеламин.XLS >>

Данный вопрос требует специального анализа о возможной целесообразности применения одноступенчатого испарения и исключения промывки пара при весьма высоком качестве питательной воды, что даст значительную экономию эпурамина. <<Это, как говорил Шура Балаганов, надо объяснить. Действительно, концентрация эпурамина в котловой воде одноступенчатого котла будет выше, чем в чистом отсеке, при той же дозе эпурамина, следовательно ее можно будет сократить, если это позволит сделать рН питательной воды. А он, судя по приведенным данным, и без того низок. Однако важно то, что не будет нежелательного перераспределения компонентов эпурамина между чистым и солевым отсеками. Но исключение промывки и экономия в связи с этим эпурамина – мне этого не понять.>>

Содержание железа и меди в котловой воде практически такое же, что и при фосфатном ВХР, а общая щелочность на порядок меньше, чем при фосфатном ВХР.

Разработчики эпурамина полагают, что в случае присоса солей жесткости он затрудняет выпадение их в осадок, формирующий твердые отложения, блокирую рост кристаллов СаСО3, которые в аморфном виде удаляются с продувочной водой. В отличие от фосфатов эпурамин не вступает в химическую реакцию с солями жесткости.

Из таблиц 2.1.-2.6. следует, что в котловой воде концентрация солей жесткости составляет 15-20 мкг-экв/кг при жесткости питательной воды не более 1.0 мкг-экв/кг. Единичные анализы с более точным определением жесткости показали, что ее значение составляет 0.5-0.6 мкг-экв/кг.

Необходимо отметить, что на котлах ТП-100 Луганской ТЭС при жесткости питательной воды 0,2-0,3 мкг-экв/дм3 увеличение ее в котловой воде при работе на эпураминном ВХР не отмечается. Возможно концентрация солей жесткости равная 0,2-0,3 мкг-экв/дм3 является стехиометрической, т.е. равной растворимости в паре<<?>>.

В процессе эксплуатации был зафиксирован случай значительного повышения концентрации солей жесткости в котловой воде блока N3 13.04.05 г. на следующий день после пуска. В таблице 2.7. приведены показатели ВХР данного блока за 18, 19 и 20 апреля 2005 г.

<<Таблица 2.7 в Excel– прилагаемый файл CKTI Эпурамин а также Хеламин.XLS >>

Из таблицы следует, что 18.04.05 при отсутствии повышения концентрации солей жесткости в питательной воде, а также кремнесодержания и солесодержания в котловой воде, концентрация жесткости в солевом отсеке составляет 470 мкг-экв/кг.

Данное обстоятельство, по-видимому, вызвано внесением в тракт котла, при замене поверхностей нагрева во время ремонта, солей жесткости, которые под воздействием эпурамина выводились из котла с продувочной водой. Об этом свидетельствует некоторое снижение рН котловой воды солевого отсека по сравнению с чистым в течение 18 и 19.04.2005 г. До и после этого отмечается обратное соотношение рН котловой воды чистого и солевого отсеков.

Таким образом, наиболее неясным вопросом при использовании комплексного реагента Эпурамин для кондиционирования котловой воды является способность его обеспечивать вывод солей жесткости из котла с продувочной водой. При отсутствии БОУ возможен проскок солей жесткости в питательную воду при разуплотнении конденсатора турбин и по другим причинам.

В настоящее время неизвестна предельно допустимая концентрация солей жесткости, которая будет блокирована и выведена из котла под воздействием эпурамина.

Недооценка данного обстоятельства, возможно, послужила причиной массовых повреждений экранных труб на двух ТЭЦ Казахстана при ВХР с использованием пленкообразующего реагента типа хеламин.

Известно, что попытки применения бесфосфатных ВХР на ТЭС России и Украины окончились также неудачей.

2.2. О надежности экранных поверхностей нагрева

Основной задачей ВХР барабанных котлов является применение такого реагента для кондиционирования котловой воды, который бы обеспечил максимальный межпромывочный период работы котла.

Известно, что на внутренней поверхности парообразующих труб барабанных котлов, охлаждаемых теплоносителем, содержащим растворимых соединений на несколько порядков больше, чем питательная вода, происходят сложные физико-химические процессы образования отложений при критическом количестве которых возникает либо перегрев труб, либо интенсивная коррозия металла. Здесь речь идет о процессе нормальной эксплуатации котла при соблюдении всех нормативных требований к качеству питательной и котловой воды, а также при обеспечении устойчивой циркуляции и допустимых кратностей испарения.

Предельно допустимое количество внутренних отложений в экранных трубах зависит от значений тепловых нагрузок и теплофизических свойств (эквивалентной теплопроводности) слоя, сформировавшегося в процессе эксплуатации отложений.

Определенную роль на критическое количество внутренних отложений могут оказывать свойства защитной пленки, повышающей коррозионную стойкость металла труб.

Определение межпромывочного периода требует организации мониторинга эпураминного ВХР в течение весьма длительного периода, программа которого приведена в Приложении 3.

В настоящее время имеются данные по количеству отложений в экранных трубах котла блока ст.N3, переведенного на эпураминный ВХР в ноябре 2003 года.

Следует отметить, что за время эксплуатации проводились 4 химические промывки котла ст.N3:

- первая за период работы 1974-1984 гг. при максимальном количестве внутренних отложений qmax=1150 г/м2;

- вторая за период 1984-1990 гг - qmax=430 г/м2;

- третья за период 1990-1994 гг - qmax=385 г/м2;

- четвертая за период 1994-2000 гг - qmax=385 г/м2.

Как уже указывалось, при переходе на эпураминный ВХР кислотная промывка котла не проводилась.

В таблице 2.8. приведены данные по количеству внутренних отложений в трубах котла ТП-109 ст.N3 по вырезкам, выполненным в сентябре 2005 года при общей наработке 5 лет после последней химической промывки, в том числе 2 года на эпураминном ВХР. Из таблицы следует, что максимальное количество отложений имеется в трубах солевого отсека и составляет 398.9 г/м2, а в трубах чистого отсека 313.1 г/м2.

Следует отметить, что практически такое же количество отложений имело место в трубах солевого отсека за пятилетний период эксплуатации котла ст.N3 на фосфатном режиме.

Таблица 2.8
Удельная загрязненность q, г/м2, поверхностей нагрева блока N3 Кураховской ТЭС, сентябрь 2005 г.

Сопоставление данных по содержанию железа в питательной воде - 20 мкг/кг и котловой - 30 мкг/кг показывает, что на экранных поверхностях нагрева осаждается более 95% железа вносимого в котел с питательной водой <<так, по анализу кратности это получается – если забыть о том, что большая часть поступающего в котел железа выносится в пар>>.

К сожалению, не выполнен химический анализ отложений, что не позволяет оценить влияние эпурамина на процесс формирования отложений.

На одном из четырех образцов солевого отсека котла ст.N3, вырезанных в сентябре 2005 года, обнаружено коррозионное утонение стенки трубы до ~4 мм в районе сварного стыка. Металлографический анализ показывает отсутствие перегрева и обезуглероживания металла трубы. Хотя повреждений экранных труб данного котла не отмечалось, необходимо выполнить контроль состояния металла экранных труб солевого отсека вблизи сварных соединений, в первую очередь на котлах ст.N3,4,8, при эксплуатации которых имело место снижение рН котловой воды ниже 7.5.

Следует отметить, что трубы солевого отсека котла ст.N9 с огневой стороны подверглись такому сильному воздействию кислой котловой воды в процессе ее консервации с использованием ОДА, что произошло сложное и различное по механизму изменение свойств металла по высоте экранов, что в конечном итоге в течение года эксплуатации вызывало систематическое разрушение различных участков труб.

Данное обстоятельство обусловило необходимость полной замены экранов солевых отсеков от коллектора до коллектора, что в практике эксплуатации отмечается чрезвычайно редко.

В зависимости от тепловых нагрузок проявилось различие в механизме повреждения труб: из-за водородного охрупчивания, пароводяной или подшламовой коррозии.

Анализ данных по содержанию железа в котловой воде N9 за период 2000-2005 гг. при работе на фосфатном ВХР показывает, что концентрация его составила 10-30 мкг/кг и в питательной 12-20 мкг/кг.

При эпураминном ВХР соответственно 20-30 мкг/кг в котловой и 18-20 мкг/кг в питательной.

Указанные значения CFe свидетельствуют о том, что при фосфатном и эпураминном ВХР происходит в одинаковой степени процесс образования отложений на экранных поверхностях нагрева, т.к. с непрерывной продувкой выводится не более 2,5-5,0% железа, вносимого в котел с питательной водой.

Не соответствуют действительности утверждение о наличии язвенных повреждений, возникших до введения полиаминов, т.к. в большинстве случаев разрывы труб имеют незначительное утонение стенки. <<Такое бывает: когда по тем или иным обстоятельствам внедряют новый режим, то в качестве оправдания этого решения привлекают все возможные доводы, включая притянутые за уши.>>

2.3. О консервации котлов.

В связи с работой блоков Кураховской ТЭС с частыми остановами и длительными простоями в резерве, актуальным является организация эффективной консервации оборудования, особенно котлов, с целью предотвращения внутренней коррозии поверхностей нагрева.

В настоящее время разработано много различных способов консервации котлов.

Опыт эксплуатации показывает, что стояночная коррозия экранных труб барабанных котлов высокого давления, приводящая к необходимости замены труб, практически не встречается.

Для котлов с промежуточным перегревом наиболее уязвимым элементом, подвергающимся стояночной коррозии, является внутренняя поверхность труб пароперегревателя низкого давления (КПП НД).

Дело в том, что в процессе эксплуатации на внутренней поверхности труб КПП НД происходит выпадение основного количества натрия, содержащегося в паре. Отложения натрия не сказываются на эффективности теплообмена и коррозии металла при работе котла. Однако при простое возможно попадание в КПП НД влажного воздуха, при конденсации водяных паров которого происходит образование локальных высоких концентраций щелочи, вызывающей разрушение защитной пленки и коррозию металла труб.

В этом случае для защиты КПП НД от стояночной коррозии требуется либо заполнение его нейтральным или щелочным реагентом, либо консервация внутренней поверхности труб с образованием коррозионно-стойкой защитной пленки.

Опыт показывает, что такими свойствами обладают гидрофобные защитные пленки, образующиеся при консервации с использованием ОДА при давлении в котле 10-12 кгс/см2. Гидразинная обработка поверхностей нагрева КПП НД не эффективна.

Предполагается, что путем введения повышенных концентраций эпурамина перед остановом котла возможно создание стабильной защитной пленки на внутренней поверхности труб экранов и пароперегревателя.

Вырезки образцов экранных труб и КПП НД, выполненные из котла ст.N4 КуТЭС, при их тестировании показывают, что устойчивость защитной пленки может быть оценена как "высшая". Однако гидрофобностью защитная пленка не обладает. Поэтому возможно возникновение стояночной коррозии при наличии в слое отложений коррозионно активных соединений, особенно натрия, в трубах КПП НД.

Для оценки коррозионной стойкости защитной пленки в трубах при консервации эпураминов необходимо провести испытания образцов с погружением их в деаэрированную воду по методике Южтехэнерго [9] и установить образцы свидетели в трубы котлов.

Эффективность консервации также может быть оценена на основании определения концентрации оксидов железа в котловой воде во время пуска, а также по прозрачности котловой воды [9].

Опыт ОАО "НПО ЦКТИ" консервации азотом показывает, что при пуске после простоя барабанного котла в течение 2-х месяцев не отмечается существенного повышения железа в котловой воде по сравнению с работающим, а пробы котловой воды имеют практически такую же прозрачность, что и питательной.

Выводы и рекомендации

8. Сравнение концентраций железа в питательной и котловой воде показывает, что как при фосфатном, так и эпураминном ВХР ~95% оксидов железа осаждается в экранах котла <<точнее ~5% выводится с непрерывной продувкой из котла, а по выводу с паром данных в данном заключении нет>>. Ввиду небольшого периода работы котлов ТП-109 на эпураминном ВХР оценить длительность межпромывочного режима не представляется возможным.

9. Для определения общей оценки эффективности эпураминного ВХР необходимо осуществлять его мониторинг согласно разработанной программе (см. Приложение 3).

<<Отчет, с моей точки зрения, толковый и объективный. Ну а замечания по тексту я делал в основном для молодых специалистов, пытающихся разобраться в том, что собой представляет полиаминный и, в частности, эпураминный водно-химический режим, в чем и желаю им успеха.>>

Литература

1. Бреус В.И., Беляков И.И., Литвинова Л.А. "Определение причин повреждений труб солевых отсеков котлоагрегата ТП-109 Кураховской ТЭС ООО "Востокэнерго". Заключение ОАО "НПО ЦКТИ", Санкт-Петербург, 2005 г.

2. Беляков И.И. "Анализ надежности котла ТП-109 при применении водно-химического режима с использованием Эпурамина". Заключение ОАО "НПО ЦКТИ", Санкт-Петербург, 2005 г.

3. Богачев А.Ф., Маврицкая Р.К., Кыштымов В.Я., Ананьина Л.И., Ремезенцев А.Б. "Опытно-промышленные испытания по коррекционной обработке хеламином пароводяного тракта барабанного котла (10 МПа)". Теплоэнергетика, N7, 2002 г.

4. Петрова Т.И., Фурунжиева А.В. "Использование хеламина на тепловых электростанциях с барабанными котлами". Энергоснабжение и водоподготовка, N1, 2004 г.

5. Инструкция по коррекционной обработке комплексным реагентом EPURAMIN (Эпурамин) теплоносителя котлов давлением 2.4-13.8 МПа. СО 34-37-535-2004, ЗАО "Энергетические технологии", Москва 2004 г.

7. Василенко Г.В., Сутоцкий Г.П., Смирнова А.С. "Оптимальные пределы рН котловой воды". Электрические станции, N2, 1996 г.

8. Исследование причин разрушения котельных труб из стали 20 размером 60х6 мм, установленных на энергоблоке N9 СЕ "Кураховская ТЭС". Научно-исследовательский и конструкторско-технологический институт трубной промышленности. г. Днепропетровск 2005г.

<<Послесловие к Заключению. У ныне предлагаемых полиаминных режимов есть, на мой взгляд несколько явных недостатков.

1. Они, ввиду своей многокомпонентности, в принципе не приспособлены к применению на котлах со ступенчатым испарением, так как соотношение компонентов в солевом отсеке будет не таким, как предполагалось авторами режимов, а совсем иным в сравнении с чистым отсеком. Это даже не надо доказывать, как не надо доказывать и справедливость уравнений термодинамики. Достаточно знать, что в состав так называемого "комплексного реагента" входят компоненты с разными коэффициентами распределения между паром и котловой водой.

2. Предлагаемые сейчас полиаминные композиции не увеличивают существенно вывод продуктов коррозии с непрерывной продувкой котлов, что, в отличие от тезисов продавцов и продвигателей полиаминов, отмечается и в Заключении ЦКТИ. В то же время эти композиции действительно что-то отмывают и диспергируют. В результате происходит перенос отложений в водяном пространстве котла и повторное их выпадение с образованием отложений более неравномерных, чем при традиционном фосфатном режиме. А следствием этого обстоятельства является необходимость более частой химической очистки котлов.

3. Низкая буферность котловой воды, не защищающая экранные трубы от факторов, приводящих к понижению рН. Собственно, эту буферность можно было бы и повысить, увеличив дозу реагента. Но эти полиаминные реагенты весьма не дешевы. Кроме того, доза ограничивается сопутствующим ее увеличению возрастанием электропроводности паров, норму на которую никто не пересматривал применительно к полиаминным водно-химическим режимам.>>

Информация по хеламину

ПИСЬМО ИЗ ПК "СИБЭНЕРГОМАШ"

ЭНЕРГОМАШ НПО "ЦКТИ" г-ну Чавчанидзе Е.К.

1. ПК "Сибэнергомаш" получила информацию о массовых разрывах экранных труб на котлах БКЗ-320-140-2 Усть-Каменогорской ТЭЦ для выяснения причин в лаборатории металлографического контроля ПК "Сибэнергомаш" исследовались представленные представителем ТЭЦ образцы поврежденных труб. Заключение по результатам исследования представлено в Приложении 1.

2. По сообщению эксплуатационного персонала Астанинской (Целиноградской) ТЭЦ-2 в 2002-2003 годах на котлах БКЗ-420-140-5 резко возросла повреждаемость труб экранов. Общая статистика повреждений экранных труб приведена в Таблице 1.

Таблица 1

Характер повреждений по заключению лаборатории металлов перегрев стенки трубы с последующей деформацией и разрывом. В месте разрыва внутренняя коррозия. Образцы вырезанные из целых труб имеют защитную пленку, но на вид она более тонкая светло-серого цвета. В общем количестве повреждений повреждения с хрупким изломом (без пластической деформации) составляют не более 5%.

Котлы на обеих станциях эксплуатируются более 20 лет, а в 2000 г. обе ТЭЦ перешли на водно-химический режим с коррекционной обработкой воды "Хеламином".

По имеющимся у нас сведениям Курганская и Омская ТЭЦ-5, эксплуатирующая котлы идентичные установленным на Астанинской ТЭЦ-2, и применяющие традиционные ВХР, неприятностями с испарительными поверхностями не имеют.

Информация, касающаяся полиаминных ВХР

Хелатная коррозия
<<Хелаты – это комплексообразователи типа трилона ("клешни"), которые есть и среди компонентов эпурамина и других композиций полиаминов. Данная информация отражает мнение американских специалистов. Я уже отмечал обстоятельность американцев, которые не увлекались трилоном, как и не приветствуют современные полиаминные режимы барабанных котлов.>>

Хелатная коррозия может происходить при различных условиях. Есть сообщения, что коррозия происходит при передозировке хелатных добавок. Однако при рекомендованных остаточных содержаниях хелата коррозия возможна в зонах, в которых действует механизм его концентрирования. Основным и, возможно, единственный механизмом концентрирования остается испарение, поэтому хелатная коррозия может происходить там, где происходит кризис пузырькового кипения (Рис. 5.3).

Внутренние детали паросборников особенно чувствительны к хелатной коррозии. В случаях разрушительной коррозии от корпуса циклонных сепараторов находили лишь кружевоподобные остатки.

Предупреждение хелатной коррозии

Важнейшим требованием является тщательное регулирование концентрации хелатных добавок и контроль над содержанием растворенного кислорода. Для предотвращения хелатной коррозии могут быть приняты определенные меры.
Во-первых, особое внимание потребуется в условиях плохого качества питательной воды, а также в тех случаях, когда хелатные добавки вводят в неочищенные котлы. Во-вторых, устранение мест перегрева в топке сможет предотвратить хелатную коррозию в охлаждаемых водой трубах. Причиной появления мест перегрева часто становятся ошибки в эксплуатации котла или в его техническом обслуживании, а также недостатки его конструкции. Чрезмерный пережог или недожог топлива, неправильно отрегулированные горелки, переход на другое топливо, каналиравание газа, чрезмерная продувка и повреждения в огнеупорном покрытии также приводят к возникновению мест перегрева. Ущерб от хелатной коррозии во многих случаях может быть уменьшен или полностью ликвидирован путем снижения скоростей жидкости и устранения турбулентности движения потока.

Хелатная коррозия может приводить к образованию на металлической поверхности пятна с ровным контуром без каких-либо особенностей. Эта черта совместно с тем фактом, что поврежденные халатной коррозиен металлы обычно имеют черную поверхность без четко выраженных признаков коррозии, маскирует весьма активное действие коррозии. В данных случаях его можно определить путем измерения толщины стенки в подозреваемых зонах.

Необходимо принятие всех возможных мер, чтобы исключить воздействия хелатных добавок на медные сплавы.

40.png

<<Как говорил вождь мирового пролетариата, в жизни столько разных фактов, что их можно подобрать под любую концепцию. Вы, молодые коллеги, надеюсь ознакомились с материалами этого раздела и составили свое собственное мнение о полиаминных водно-химических режимах. Лет через десять-пятнадцать повторится очередная волна этих режимов, исходя если не из научных, то из коммерческих соображений. Вы будете решать, что делать с этой очередной атакой бизнес-проектов, ориентированных на коммерческий успех, а не на тщательное изучение всех обстоятельств ведения полиаминного режима.>>