Почему «горели» трубы только заднего экрана?

На одной из Литовских ТЭЦ установлены котлы типа ТГМЕ-464 с паропроизводительностью 500 т/ч, работающие при давлении 15,5 МПа. С момента пуска первого котла в 1979 г. и до последнего времени в экранных трубах периодически образуются отдулины и свищи, связанные с возникновением аварийных ситуаций, обстоятельства были не ясны для персонала ТЭЦ до привлечения НПО ЦКТИ для расследования причин указанных повреждений.

– Почему подобные аварии отсутствовали на близких по конструкции и условиям эксплуатации котлах БКЗ-420 и ТГМЕ-206, установленных на двух других ТЭЦ Литовэнерго?

– Почему выходили из строя трубы только заднего экрана?

– Почему в отдельных трубах экранов отложения имели существенно отличающийся состав?

Ответ на первый из поставленных вопросов был получен довольно скоро. Оказалось, что на ТЭЦ с котлами ТГМЕ-464 качество питательной воды по некоторым ингредиентам было существенно хуже, чем на других ТЭЦ Литовэнерго (по соединениям железа, меди и солям жесткости).

Сложнее было объяснить, почему от отложений выходили из строя только трубы заднего экрана. В котле ТГМЕ-464 горелки установлены именно на этом экране, а при такой компоновке наибольшее тепловосприятие обычно имеют экранные трубы фронтового экрана. Ответ на этот вопрос был получен при исследовании теплотехнического режима котла с зачеканкой в отдельных трубах заднего экрана термопар. Оказалось, что в отличие от других ТЭЦ, где установлены котлы данного типа на данной ТЭЦ, не используется рециркуляция дымовых газов в мазутные горелки. Это снижает «дальнобойность» факела, повышает температуру в его ядре и приводит к необычно высоким теплонапряжениям труб, расположенных в отдельных зонах задней части топки.

Наиболее сложно было дать ответ на последний из трех вопросов. В большинстве случаев, состав внутри котловых отложений во всех трубах данного котла имеет примерно одинаковый химический состав. Обычно он является характерным и для всех котлов ТЭЦ, работающих при одинаковом ВХР. На данной ТЭЦ состав отложений существенно различался даже в трубах одного и того же заднего экрана. Это было тем более странным, так как в конструкции котла имелись общие водоспускные трубы для всех экранов правой и левой сторон котла.

Во всех трубах были обнаружены значительные количества соединений железа (до 50 %) и в то же самое время в отдельных из них имелось до 30 % меди и цинка, на других – до 30 % кремнекислоты и меди, а в третьих – до 20 % солей кальция и магния при небольшом содержании фосфатов. Ключ к разгадке данного явления был найден в обнаружении периода работы котлов ТЭЦ с грубейшими нарушениями щелочно-фосфатного и гидразинно-аммиачного режимов. К тому же в чистом отсеке барабана котла имелся химический перекос. Раствор фосфата натрия вводился в котел периодически и распределялся по длине барабана неравномерно. В конденсаторах турбин периодически возникали и своевременно не устранялись присосы охлаждающей воды. Если в один из таких периодов в котел попадали соли жесткости, то в половине котла, где в данный момент был недостаточный избыток фосфатов, возникали отложения с высоким содержанием солей жесткости и кремнекислоты.

Если на блоке нарушался гидразинно-аммиачный режим, и этот момент совпадал с вводом его после ремонта крупного теплообменного аппарата с латунными трубками, то в котел поступало большое количество оксидов меди. В экранных трубах длиной половины котла с пониженным значением рН при этом выпадала металлическая медь.

Описанные и другие ситуации, связанные с нарушениями при эксплуатации данной конструкции котла для его заднего экрана возникали вследствие наличия в нем промежуточного коллектора. Наличие промежуточного коллектора приводит к несколько отличным скоростям циркуляции, в отдельных трубах экрана может происходить даже и опрокидывание циркуляции. Интенсивность образования отложений в существенной мере зависит от скорости движения воды или пароводяной смеси по трубе.

Для предупреждения образования отдулин в трубах заднего экрана ТЭЦ было рекомендовано ввести предусмотренную проектом котла рециркуляцию топочных газов в горелки и привести ВХР в соответствие с требованиями ПТЭ Минэнерго. Сказанное в первую очередь относится к режиму фосфатирования котловой воды. Для ликвидации химического перекоса в котловой воде чистого отсека рекомендовано было организовать непрерывный ввод раствора фосфатов натрия в барабан котла, а для улучшения его распределения по длине барабана – дополнительное разбавление раствора фосфата натрия, подаваемого в барабан питательной водой.

Как удалять из экранных труб

Органо-железистые отложения?

Лучшим растворителем внутрикотловых отложений в котлах высокого давления, обычно состоящих в основном из оксидов железа, является соляная кислота. Практикой последних десятилетий установлено, что при наличии в отложениях значительного количества меди (выше 10 %) для получения необходимой эффективности процесса реагентной очистки, ее целесообразно проводить двухстадийно, используя в первой фазе какой-либо окислитель (например, персульфат аммония) для перевода металлической меди в хорошо растворимый в кислоте оксид меди-2.

В случае наличия в отложениях более 10 % кремнекислоты к соляной кислоте следует прибавлять фтористые соли (например, бифторид аммония). На одной из ТЭЦ г. Ленинграда в парогенераторах с принудительной циркуляцией (ВПГ-120) для борьбы с образующимися отложениями использовалась композиция на базе органической кислоты (малеиновой) и комплексона (трилона Б) с добавкой ингибитора (каптакса) и смачивателя (ОП-10).

Процесс промывки осуществлялся с помощью штатного циркуляционного насоса при температуре 140 °С, которая достигалась в котле за счет работы одной из горелок. Подобный режим реагентной промывки удалял отложения только примерно на 50 %, а после некоторого периода времени полностью перестал быть эффективным. Был сделан анализ внутренних котловых отложений, специфической особенностью их состава оказалось весьма высокое содержание органических веществ.

В лабораторных условиях был испробован весь арсенал известных методов промывки, однако ни один из них не дал необходимого эффекта. Органические вещества, точнее продукты их термолиза блокировали доступ растворителей к неорганическим составляющим отложений. В лабораторных условиях был опробован термический метод предварительного выжигания органических составляющих. Оказалось, что этот процесс проходит эффективно, но требует подогрева отложений до температуры около 400 °С. Возник вопрос, можно ли подвергнуть металлическую часть котла и особенно его барабан воздействию такой температуры. Металл барабана котла, согласно его проекту, допускает работу при температуре около 350 °С. Дополнительные расчеты показали, что подъем температуры металла барабана до 400 °С во время процесса выжигания органической части отложений всей металлической части котла возможен. Необходимо только не допускать местные температурные перепады более 50 °С.

В высоконапорном парогенераторе топка работает под давлением около
0,6 МПа. Такое же давление имеют и топочные газы. Это облегчает решение проблемы. Был осуществлен подвод топочных газов в парогенераторе (через коллектор на напоре циркуляционных насосов). Из парогенератора была удалена вода. Отходящие газы от соседнего парогенератора с температурой 400 – 450 °С в течение шести часов пропускались через его трубную систему. После этой операции отложения превратились в пылеобразное состояние. В них почти полностью исчезли органические вещества.

Последующая реагентная промывка упомянутой ранее композицией приводила к полному удалению отложений. Указанный комбинированный метод используется на ТЭЦ и в настоящее время. Два обстоятельства оказались решающими в объяснении причин, почему на ТЭЦ образуются отложения со столь высоким содержанием органических веществ. ТЭЦ работает при полном отсутствии возврата конденсата (на 100 % используется обессоленная вода), и ВПУ работает по схеме двухступенчатого обессоливания без предварительной коагуляции воды.