Текст работы можно загрузить в формате Word
Здесь мои материалы к техническому отчету по ВХР ТЭЦ Вольногорского металлургического комбината. Сам отчет можно запросить в библиотеке ДонОРГРЭС. Материалы данной статьи дополняют как общую тему ВХР ТЭС, представленную в статьях сайта, так и тему трилонного ВХР в частности и даже общие проблемы полиаминных ВХР.
Предварительное заключение по ВХР ТЭЦ ВГМК
1. Краткое описание котла БКЗ-120-100 ГМ
и другого оборудования ТЭС
Котел БКЗ-120-100 ГМ однобарабанный, с естественной циркуляцией, работает по схеме двухступенчатого испарения с внутрибарабанной первой и выносной второй ступенью испарения. Котел предназначен для работы на следующих параметрах:
давление в барабане котла - 110 кгс/см2;
температура перегретого пара - 540 оС;
паропроизводительность котла - 120 т/ч;
температура питательной воды - 215 оС;
водяной объём котла - 32,2 м3;
паровой объём котла - 21,2м м3.
Котлоагрегат запроектирован для работы на газе и мазуте, с применением соответствующих горелочных устройств.
Вторая ступень испарения включает два выносных циклона (по одному на сторону); расчетная производительность циклонов - 10% от паропроизводительности котла. Каждый из выносных циклонов представляет собой вертикально расположенную трубу с установленными в них дырчатыми подпорными листами и антикавитационными крестовинами.
Пар из выносных циклонов (солевой отсек) поступает в четыре внутрибарабанных циклона, расположенных в середине барабана. Пар из чистого отсека поступает в 26 внутрибарабанных циклона (по 13 шт. с каждой стороны барабана). Все внутрибарабанные циклоны имеют жалюзийные крышки и поддоны. Из внутрибарабанных циклонов пар чистого и солевого отсеков поступает под паропромывочное устройство, на которое подается питательная вода. Промытый пар проходит жалюзийный, затем дроссельный дырчатый потолок и поступает в пароперегреватель.
Непрерывная продувка котла производится из опускных труб выносных циклонов. Периодическая продувка производится из нижних коллекторов экранов. Для регулирования солевой кратности между солевым и чистыми отсеками имеется водоперепускная труба.
Пароперегреватель имеет две ступени впрыска для регулирования температуры перегретого пара. Для впрыска применяется собственный конденсат насыщенного пара, приготовляемый в теплообменнике, который охлаждается питательной водой.
Компоновка котла выполнена по 3-х ходовой схеме. Топка расположена в 1-ом восходящем газоходе. В верхней части топки расположен полурадиационный ширмовый пароперегреватель. Во 2-ом нисходящем газоходе расположены "горячий" и "холодный" пакеты пароперегревателя и водяной экономайзер. В 3-ем восходящем газоходе расположен воздухоподогреватель.
Паровая турбина ПТ-25-90/10/1,2 – конденсационная, с 2-мя регулируемыми отборами пара (производственным – при давлении пара 8 – 13 кгс/см2 и отопительным отбором – при давлении пара 1,2 – 2,5 кгс/см2), одноцилиндровая, состоит из одной регулирующей ступени и 23-х ступеней давления. Мощность турбины-25000 кВт, число оборотов ротора: 3000 об/мин.
Турбина изготовлена УТМЗ (Уральским турбомоторным заводом-г.Екатеринбург) в 1960г. под заводским №27038 и введена в эксплуатацию на ТЭЦ ВГМК в 1962г.
В 1982г. турбина реконструирована по проекту, разработанному Харьковским Филиалом ЦКБ Главэнергоремонта, модернизирована Ленинградским ПО "ЦЭЦМ." Согласно проекту, реконструкции и модернизации подверглась часть высокого давления (ЧВД), в остальной части турбина и тепловая схема сохранились в первоначальном проектном варианте. Целью модернизации является увеличение пропускной способности ЧВД с 205 до 240 т/ч пара с увеличением номинального расхода пара в производственный отбор на 35 т/ч, т.е. до 105 т/ч. Увеличение мощности в результате реконструкции составляет примерно 4000 кВт.
Номинальные параметры свежего пара перед СК турбины: Ро=90кгс/см2;tо=535оС. После реконструкции максимальный расход свежего пара равен 240т/ч.
Номинальный расход производственного отбора 105т/ч, максимальный –180т/ч.
Номинальный расход пара отопительного отбора 53т/ч, максимальный расход 92т/ч (при Рт=1,2кгс/см2).
Конструктивно турбина выполнена одноцилиндровой. Проточная часть состоит из трёх частей: ЧВД, ЧСД и ЧНД. В турбине предусмотрены 6 отборов:
1-й отбор (нерегулируемый)-----------------------------------за 9-ой ступенью: к ПВД-5
2-й отбор (нерегулируемый)-----------------------------------за 13-ой ступенью: к ПВД-4
3-й отбор (регулируемый)--------------на выходе из ЧВД, за 16-ой ступенью: на производство и деаэраторы 6 кгс/см2
4-й отбор (нерегулируемый)-----------------------------------за 19-ой ступенью: к ПНД-3
5-й отбор (регулируемый)----------------на выходе из ЧСД, за 21-ой ступенью: на теплофикацию, деаэраторы 1,2 кгс/см2 и ПНД-2
6-й отбор (нерегулируемый)-----------------------------------за 22-ой ступенью: к ПНД-1
Регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды осуществляется в системе подогревателей, состоящей из трёх подогревателей низкого давления (ПНД-1, ПНД-2 и ПНД-3), трёх деаэраторов 6 кгс/см2 и двух подогревателей высокого давления (ПВД-4 и ПВД-5).
Конденсат греющего пара ПВД-5 направляется в ПВД-4 и далее в деаэраторы 6 кгс/см2. Потоки конденсата подогревателей низкого давления собраны по каскадной схеме со сбросом в конденсатор турбины.
Конденсат греющего пара отопительного отбора основных бойлеров (ОБ-1,2 и 3) откачивается в деаэраторы 6 кгс/см2. Восполнение потерь невозвращаемого пара производственного отбора производится химически-очищенной водой (ХОВ), подаваемой в два деаэратора 1,2 кгс/см2, затем откачиваемой насосами в три деаэратора 6 кгс/см2.
Конденсационная установка состоит из двухходового конденсатора типа К2-2000 с поверхностью охлаждения 2000м2, двух конденсатных насосов, основных эжекторов и пускового эжектора.
Турбина приводит во вращение синхронный , трёхфазный генератор типа ТВС-30, с
водородным охлаждением и номинальным Соs φ=0,8, изготовленный в 1960г. Харьковским заводом "Электротяжмаш"под заводским номером №1361.
Расчётные давления в контрольных ступенях (при максимальном расходе свежего пара , с включенными ПВД-4 и 5) должны быть:
за 1-ой (регулирующей) ступенью ЧВД-------------------68,0 кгс/см2
за 4-ой ступенью ЧВД-----------------------------------------60,5 кгс/см2
за 9-ой ступенью ЧВД-----------------------------------------32,5 кгс/см2
за 13-ой ступенью ЧВД---------------------------------------19,5 кгс/см2
Фактические давления за указанными ступенями, полученные при тепловых испытаниях турбоустановки, проведенных ДонОРГРЭС декабре-феврале и мае 2005-2006г.г., не превышают указанные величины. Это свидетельствует о том, занос солями проточной части турбины или отсутствует, или он незначителен.
Для восполнения потерь пара и воды в тракте ТЭЦ предусмотрена обессоливающая установка, ионитная часть которой включает следующее оборудование:
пять водород-катионитных фильтров диаметром 2600 мм;
четыре анионитных фильтра диаметром 2600 мм;
два декарбонизатора диаметром 2600 мм;
два бака декарбонизованной воды объемом 170 м3 каждый;
бак обессоленной воды объемом 200 м3;
два насоса обессоленной воды Q=100-109 т/ч.
Ионитная часть работает по схеме двухступенчатого обессоливания Н1-Н2-Д-А1-А2, загруженные сильнокислотным катионитом и высокоосновным анионитом.
Для коррекции водного режима парообразующей системы используется комплексон Трилон Б в непрерывном режиме дозирования. Ввод комплексона производится в питательную воду, что позволяет обеспечить полное перемешивание комплексона со всем количеством воды. Коррекционная обработка ведется в щелочно-комплексонном режиме согласно методическим указаниям " РД 34/37/514-91, 1993г.", значение рН питательной воды при этом поддерживается на уровне 9,2-9,4. В этом режиме рН котловой воды чистого отсека целесообразно поддерживать в пределах 9,9-10,4 (тем ниже, чем выше качество питательной и котловой вод и тем выше, чем больше уровень локальных тепловых нагрузок на экранные трубы). Доза трилона в питательной воде рассчитывается по формуле: С= (186 Ж+6,7Fe+6.3Сu)/1000 мг/кг, откуда видно, что уменьшение дозы трилона согласно РД связано пропорционально со снижением содержания железа в питательной воде (при более, чем удовлетворительном качестве воды по жесткости в нашем случае).
2. Составляющие питательной воды
По данным обследования за 1987г на ХВО подавалась днепровская вода, прошедшая предварительную обработку (фильтрование, хлорирование и обработку сернокислым алюминием) на фильтровальной станции Верхнеднепровского металлургического комбината, которая характеризуется следующим средним составом:
При этом часть кремниевой кислоты находилась в коллоидной форме, о чем свидетельствуют результаты химанализов, полученные центральной лабораторией Ленинградского ППО "Центрэнергоремонт" по формам кремнекислоты в осветленной, обессоленной и питательной водах в мкг/кг:
Данные по содержанию железа в питательной воде до и после ввода трилона (из д-ра 6 ата и перед котлом) приведены в таблицах:
Как видно, содержание железа в питательной воде перед котлом в 1.5-2 раза, а иногда и более превышало содержание в воде из деаэратора 6 ата. При этом содержание железа в питательной воде в 1986 г. возросло на 30-40% против 1985 г. (Трилон начали вводить в 1973 г.).
В настоящее время содержания железа в питательной воде после деаэратора и перед котлом практически выровнялись:
При этом содержание железа перед котлом снизилось против 1985 - 1986 гг:
Поскольку явного прироста железа по тракту питательной воды не наблюдается, то допустимо предположить, что основными поставщиками железа являются составляющие питательной воды.
По результатам обследования получены следующие среднегодовые данные для питательной воды, обессоленной воды и конденсата (в мкг/кг и %):
Средневзвешенное содержание железа в питательной воде при этом по балансу составляет (99*50+18,4*50)/100 = 58,7 мкг/кг, то есть, практически совпадает с замеренным содержание железа в питательной воде. Таким образом, основным поставщиком железа в питательную воду за период 2005 г. является обессоленная вода.
По нашей просьбе эксплуатационным персоналом был выполнен ряд анализов на содержание железа, прежде всего по тракту ВПУ:
Анализ в мкг/кг на Fe (2005 г.)
Здесь, прежде всего, обращают на себя внимание следующие обстоятельства: очень большое содержание железа в осветленной воде и прирост железа на участке Осв--Н2". И то и другое не нормально и говорит об отсутствии или недостаточной антикоррозионной защите транспортирующих воду трубопроводов и оборудования ВПУ. В качестве примера более нормального положения дел приводим данные по водоприготовительной установке ТЭЦ Шосткинского химического комбината:
Приведенные выше 99 мкг/кг Fe в питательной воде - это примерно 140 мкг/кг или 0,14 г/т окислов железа, вносимых в котел. По максимуму, это, согласно оценкам Ю.М.Кострикина, составит около 0,05 г/м2 в час. На самом деле, как будет показано ниже, в котле остается примерно половина вносимого железа, т.е. 0,025 г/м2 в час. За год эта величина может составить 0,025*8000 = 200 г/м2. Отсюда ясна актуальность снижения содержания железа в питательной, а следовательно, и в обессоленной воде.
Есть, правда, предположение, что в трилонном режиме часть железоокисных соединений отлагается в экономайзере котла, снижая, тем самым, количество отложений, приходящееся на поверхность экранных труб. Так ли это, можно оценить и расчетным путем. Однако для более объективной оценки желательно было бы вывести дополнительную пробоотборную точку после водяного экономайзера котла.
3. Водно-химический режим котлов
По результатам обработки эксплуатационных данных были получены следующие показатели работы котлов:
Согласно балансовым расчетам, примерно 30% поступающего в котел железа переходит в пар, примерно 20% - удаляется с непрерывной продувкой, а половина - 50% - остается в котле. Алюминий же, по балансовым расчетам, почти полностью выводится из котла. Правда, поведение котла N2 несколько отличается от этой схемы, но не очень существенно.
Надо сказать, что при фосфатном режиме доля соединений железа, остающихся в котле (не выводимых с паром и с непрерывной продувкой), обычно меньше, чем на ТЭЦ ВГМК. Для примера приводим соответствующую зависимость, построенную для котлов БКЗ-120-100 ГМ ТЭЦ ШХК.
Как видно из этого примера, доля остающегося железа - aFe_ост при непрерывной продувке 2% (средняя продувка по котлам ТЭЦ ВГМК) составляет менее 30% от железа, внесенного в котел с питательной водой.
К сожалению, качество данных по кремнесодержанию паров и питательной воды не позволило получить балансовые соотношения для перехода соединений кремнекислоты в пар. Однако имея результаты испытаний трех котлов БКЗ-120-100 ГМ на ТЭЦ ШХК, мы подобрали котел с кратностями упаривания по кремнекислоте, близкими к таковым для БКЗ-120-100 ГМ ТЭЦ ВГМК (кратности упаривания, наряду с коэффициентами выноса кремнекислоты и размером непрерывной продувки определяют итоговый вынос кремнекислоты в пар).
Здесь SiO2пв_доп означает предельно допустимое кремнесодержание питательной воды по условию обеспечения кремнесодержания пара не более 25 мкг/кг в пересчете на SiO2. Согласно эксплуатационным данным, уровень кремнесодержания питательной воды составляет примерно 10 мкг/кг, т.е. более чем в десять раз меньше допустимого кремнесодержания питательной воды при (среднем размере непрерывной продувки 2% от паровой нагрузки котла согласно данным ТЭЦ).
4. О потерях теплоносителя
Расходы теплоносителя согласно эксплуатациоонным данным представлены в таблице со следующими обозначениями:
Do - Расход пара на турбину в тоннах
Gpv - Расход питательной воды на котлы
Gov' - Расход воды на обессоливающую установку
Gov - Расход обессоленной воды на подпитку котлов
Dn_cn - Расход пара п-отбора на собственные нужды
Dn_v - Расход пара п-отбора внешним потребителям
Po - Давление острого пара в кгс/см2
Таблица ТЭЦ ВГМК (Вольногорск, 2005г.)
Переходя далее к среднегодовым % от Gpv, найдем, что подпитка котлов обессоленной водой составляет 50,6%. Собственные нужды - 7,6+16,6=24,2%. Внутренние потери вместе с непрерывной продувкой - 50,6-24,2=26,4%. Потери на участке котлы-турбина - 100-91,3-2=6,7% (здесь средние взяты за вычетом периода, когда не работала турбина; 2% - непрерывная продувка).
При более детальных данных можно было бы получить более полную раскладку. Однако в любом случае ясно, что здесь есть резервы для сокращения размера подпитки котлов обессоленной водой, а значит, есть резервы и для снижения количества соединений железа, вносимых в котел с обессоленной водой.
4. Проблемные моменты трилонного режима
Главная проблема трилонного режима это отсутствие контроля за продуктами разложения трилона и/или трилонатов в котловой воде. Во многом остается неизвестным, что это за продукты разложения, как они себя ведут в КПТ (конденсатно-питательный тракт) и в котле, насколько они коррозионно агрессивны и какими должны быть предельно допустимые концентрации этих продуктов.
То что эти неизвестные вещества присутствуют в пароводяном цикле ТЭЦ, ясно из баланса щелочностей питательно воды и паров. Так, согласно 3-му Разделу, среднегодовая общая щелочность питательной воды деаэратора 6 ата составляет примерно 120 мкг-экв/кг. При этом щелочность, обусловленная аммиаком, составляет всего лишь около 30 мкг-экв/кг. Остальная щелочность - примерно 90 мкг-экв/кг - приходится на долю неизвестных веществ. В конденсате этой не аммиачной щелочности уже меньше, но, тем не менее, довольно много - более 60 мкг-экв/кг.
На данный момент от эксплуатационного персонала поступают противоречивые сведения - от отсутствия проблем, связанных с ВХР, до очень плохого состояния экранных труб и экономайзеров, из-за которого котлы не могут нести нормальную нагрузку. Противоречивы сведения и относительно состояния конденсатора турбины. С одной стороны, судя по эксплуатационным данным о жесткости питательной воды и конденсата, мы имеем некий сверхплотный конденсатор, с другой - есть сведения о весьма плохом состоянии этого конденсатора: бывают течи, заглушено 10% трубок и т.д.
Проблемные, до конца не выясненные моменты остались в наследство от автора трилонного режима. Более подробно эти моменты отмечены в Приложении.
Вед. инженер ДонОРГРЭС Протасов Н.Г.
Приложение
Проблемные моменты трилонного режима
Проблемные моменты трилонного режима в принципе были обозначены автором режима. Некоторые из этих моментов являются общими и для других бесфосфатных режимов.
Схема дальнейшего изложения: выдержки из первоисточников и комментарий к ним. Для удобства рассмотрения выдержки представлены в форме пронумерованных пунктов, вида: п.1, Л.1, стр.152...,
где п.1 - порядковый номер пункта,
Л.1 - порядковый номер ссылки на литературу,
стр.152 - номер страницы в Л.1 и далее текст извлечения из первоисточника и комментарий.
Ссылки на литературу:
Л.1 - Т.Х.Маргулова, О.И.Мартынова Водные режимы тепловых и атомных электростанций, М., 1987г
Л.2 - Руководящие указания по трилонной обработке воды барабанных котлов давлением 3,9-11 МПа, М., 1981г (составители Т.Х.Маргулова и др.)
Л.3 - Методические указания по комплексонной обработке воды барабанных котлов давлением 40-100 кгс/см2, РД 34.37.514-91, М., 1993г (составители Т.Х.Маргулова и др.)
П.1, Л.1, Стр.152. Наряду с фосфатированием для барабанных котлов может рассматриваться и комплексонный водный режим. По сравнению с фосфатированием комплексонный водный режим имеет то преимущество, что обеспечивает истинно растворенное состояние в питательной воде комплексонатов, образуемых со всеми без исключения катионами питательной воды, т.е. комплексонатов не только кальция, но и магния, железа, меди, цинка. В связи с этим в котловой воде отсутствует как кальциевый, так и железооксидный шлам.
Комментарий к п.1. Проблемным, во всяком случае до конца не выясненным, моментом здесь является вынос растворимых жесткосных соединений в пар, которые в фосфатном режиме выпадают в виде шлама из котловой воды. По некоторым данным подобные жескостные соединения могут отлагаться в проточной части турбин и не удаляться из нее обычной промывкой влажным паром, эффективной для удаления натрий содержащих отложений.
П.2, Л.1. Стр.162. Важным фактором, определяющим надежность комплексонного водного режима при любых, но особенно при сверхвысоких давлениях, является обеспечение вентиляции деаэратора. Газообразные продукты разложения комплексонатов обладают комплексообразующей способностью. Поступая с отборным паром в ПВД, они переходят в образующийся конденсат. Дренажи греющих паров всех ПВД каскадно сливаются в деаэратор. При хорошей вентиляции деаэратора газообразные продукты разложения комплексонатов удаляются с выпаром так же, как кислород и углекислота. Но если выпар деаэратора закрыт, то продукты разложения возвращаются в котел вместе с потоком питательной воды, выходящим из деаэратора. Этот процесс возвращения комплексообразующих продуктов разложения протекает непрерывно, повышая концентрацию в водяном объеме котла вплоть до опасных в отношении интенсификации коррозии стали.
В некоторой степени процесс возвращения в котел продуктов термического разложения комплексонатов возможен и при открытом (но недостаточно) выпаре деаэратора. Поэтому для недопущения непрерывного нарастания в котле концентраций комплексообразующих продуктов разложения можно использовать прерывистую дозировку комплексона в питательную воду, сохранив непрерывную дозировку едкого натра, если речь идет о комплексонно-щелочном режиме. Например, можно избрать дозирование комплексона только в первую смену.
С описанным явлением приходится сталкиваться при любых давлениях, причем чаще для котлов ГРЭС и отопительных ТЭЦ, реже для котлов ТЭЦ, имеющий большой производственный отбор пара, особенно безвозвратный.
Комментарий к п.2. Продукты разложения трилона поступают не только в отборный пар ПВД, но и в конденсаторы турбин. По некоторым признакам эти продукты разложения трилона коррозионно агрессивны для металла КПТ - конденсатно-питательного тракта, а не только для металла в водяном объеме котла. Соединения углекислоты с аммиаком и, очевидно, с продуктами разложения трилона в деаэраторе удаляются лишь частично и в общем-то незначительно (отсюда и ссылка автора режима на "большой производственный отбор пара, особенно безвозвратный", выводящий продукты разложения трилона из пароводяного цикла ТЭС). Эти неизвестные продукты разложения трилона не контролируются и не регламентируются. Отсутствие по этой причине четкой регламентации трилонного режима чревато негативными последствиями для КПТ, а также и для котлоагрегата.
П.3, Л.1, Стр.186. Была выявлена и другая возможная причина имевших место неудач. Еще при исследованиях на ТЭЦ-11 и предшествовавших им ТЭЦ МЭИ было установлено, что газообразные продукты разложения, уходящие из котла с паром, растворяются в его конденсате, обеспечивая его комплексообразующую способность. Это позволило предположить, что конденсат греющих паров ПВД и ПНД, смешиваясь с питательной водой, поставляет в котел комплексообразующие реагенты, непрерывно повышая их концентрацию в парообразующей системе. В результате эти концентрации резко возрастают по сравнению с расчетными. Рассмотренное предложение о дозировании комплексонно-щелочного раствора только в течение одной смены позволяет в течение остальных смен расходовать на комплексообразование катионов питательной воды накопившиеся в котле вторичные комплексообразующие вещества.
Комментарий к п.3. Замечания в принципе те же, что и для п.2. Известно, что комплексообразующая способность аммиака обусловливает его коррозионную агрессивность относительно медьсодержащих сплавов КПК, поэтому доза аммика регламентирована нормами ПТЭ. Комплексообразующая способность продуктов разложения трилона, по-видимому, также должна быть соотнесена с их коррозионной агрессивностью относительно КПК, однако содержание этих продуктов не регламентировано ни в каких технических документах.
П.4, Л.1, Стр.158. Периодическая комплексонная обработка в процессе растопки, регламентирована соответствующими Руководящими указаниями, разрешается при любом эксплуатационном водном режиме. Так как термическое разложение комплексонатов железа интенсивно протекает начиная с 290 оС, то такой метод наиболее пригоден для котлов высокого давления. Однако, хотя и менее прочная, но все же защитная оксидная пленка может быть получена и при несколько меньших температурах, но не ниже 250 оС, что означает применимость метода только при давлениях начиная с 3.9 МПа.
Комментарий к П.4. Входные участки водяных экономайзеров могут иметь температуру воды ниже 250 оС, в особенности при низких паровых нагрузках котлов и при недогреве питательной воды в ПВД. До температуры воды 250 оС трилон коррозионно агрессивен, поэтому периодическая комплексонная обработка может привести к повреждениям водяных экономайзеров котлов, если экономайзеры подвергаются этой обработке.
П.5, Л.1, Стр.177. На основании зарубежных исследований и выводов из них о потере комплексоном комплексообразующей способности в результате его термического разложения для котла Новополоцкой ТЭЦ были выбраны дозы комплексона, в несколько раз превышающие стехиометрические. В результате в котле и в водяном экономайзере была обнаружена интенсивная коррозия.
Комментарий к П.5. В любом случае, из п.5 однозначно следует, что трилонный (или комплексонный) режим это небезопасный режим, требующий особого внимания и предосторожностей. А также четкой его регламентации, о которой уже говорилось и которой для этого режима нет ввиду отсутсвия методик контроля коррозионно агрессивных продуктов разложения трилона и комплексонатов. Аналогичные соображения относятся и к периодической комплексонной обработке в процессе растопки котла (см. следующий пункт).
П.6, Л.1, Стр.162. Некоторые исследователи перед началом непрерывной комплексонной коррекции проводят операцию, названную ими трилонной вываркой. Предполагалось, что при этом за счет очистки поверхностей труб облегчится последующее образование защитных пленок. Этот процесс представляет собой затянувшийся во времени первый этап периодической обработки. Но давно установлено, что проведение первого этапа в течение более 2 ч растравляет металл и ухудшает условия образования защитной пленки. В ряде случаев при очень продолжительности такой выварки образование защитной пленки вообще оказывается невозможным. При этом в котле происходит обычное локальное образование железооксидных отложений в области высоких тепловых нагрузок, с аварийным выходом труб из строя.
Комментарий к п.6. Из п.6 следует, что трилон и/или комплексонаты коррозионно агрессивны по отношению к чистому металлу. Следовательно, возможны негативные в коррозионном отношении последствия в местах нарушения сплошности защитной пленки вторичных отложений, образовавшихся в процессе второго этапа периодической комплексонной обработки. Условия образования вторичных отложений, видимо, зависят от количества и состава исходных (имевшихся до проведения первого этапа периодической обработки) отложений и требуют соответственных учета и регламентации, которых на данный момент нет. Нарушения сплошности защитной пленки наиболее вероятны в районе сварных стыков.
П.7, Л.2, п.1.9. При применении трилона Б для пассивации металла обработке подвергаются только поверхности контура циркуляции (чистый и соленый отсеки и барабан котла). Поскольку обработке не подвергаются поверхности водяного экономайзера и пароперегревателя, указанная операция лишь частично заменяет консервацию.
Комментарий к п.7. Согласно п.1.9 Руководящих указаний экономайзер НЕ ДОЛЖЕН подвергаться периодической обработке трилоном, однако в п.5.3 РУ говорится о том, что при пассивации "Котел заполняется обессоленной водой или конденсатом через нижние коллекторы экранов и экономайзеров", что, видимо, противоречит п.1.9 указанных РУ.
П.8, Л.3, п.5.7. В процессе разложения комплексонатов железа, кроме образования магнетита выделяются газообразные продукты (водород, амины и пр.), которые удаляются с паром и пассивируют проточную часть турбины и трубопроводы регенеративной системы.
Комментарий к п.8. Типичный пассиватор - кислород. Однако в стационарном режиме он в большинстве случаев коррозионно агрессивен. Можно полагать, что упомянутые в п.5.7 Методических указаний газообразные продукты образуются не только в режиме пассивации (при рабочих параметрах), но и в стационарном режиме, и подобно кислороду они в стационарном режиме коррозионно агрессивны.
П.9, Л.3, п.4.6. Для котлов, питаемых конденсатом с добавком химобессоленной воды или дистиллята испарителей, может быть рекомендован режим периодического ввода комплексона при постоянном вводе едкого натра. Продолжительность дозировки комплексона составляет 6-8 ч. Возобновление подачи комплексона определяют по исчезновению аминов в котловой воде.
Комментарий к п.9. Это похоже на спускание трилонного режима на тормозах с уклоном в гидратный режим, требующий высокого качества питательной воды и чистых поверхностей экранных труб.
В чем-то схожего мнения, похоже, придерживается ЦКТИ (И.И. Беляев) в своих заключениях по ВХР Кураховской ТЭС: "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."..."Известно, что попытки применения бесфосфатных ВХР на ТЭС России и Украины окончились также неудачей."
Последние Методические указания, касающиеся трилонного режима, вышли в 1993 г. со сроком действия до 2000-го года.
Вед. инженер ДонОРГРЭС Протасов Н.Г.