Содержание к диссертации
Введение
Глава первая. Аналитический обзор исследований по повышению эффективности работы конденсационных устройств ТЭС 10
1.1. Роль конденсационных устройств в цикле ПТУ и их влияние на тепловую экономичность ТЭС. Взаимосвязь элементов КУ 10
1.2. Анализ работ по совершенствованию конструкций конденсаторов, повышению эффективности теплообмена 11
1.3. Повышение воздушной плотности конденсационных устройств и взаимодействия работы эжектора с конденсатором 21
1.4. Обзор мероприятий по повышению надежности, совершенствованию схем взаимосвязи регенерации с конденсационными устройствами 25
1.5. Методы математического моделирования и диагностики конденсационных устройств 33
1.6. Способы борьбы с загрязнениями поверхностей теплообмена конденсаторов турбин 37
1.6.1. Требования к качеству охлаждающей воды 38
1.6.2. Методы предотвращения и удаления загрязнений поверхностей нагрева 44
1.7. Автоматический химконтроль качества конденсата турбин 48
1.8. Выводы но первой главе (задачи исследований) 49
Глава вторая. Разработка технических решений по повышению экономичности и надежности работы конденсационных устройств ОАО «Дзержинская ТЭЦ» . 50
2.1. Технические характеристики оборудования конденсационных устройств паровых турбин 50
2.2. Обоснование установки водоструйных эжекторов в циркуляционной системе. Оценка результатов внедрения 53
2.3. Исследование эффективности установки предвключенного охладителя паровоздушной смеси на линии отсоса из конденсатора 61
2.4. Модернизация схемы рециркуляции основного конденсата для улучшения работы основных эжекторов и снижения потерь теплоты в конденсаторе 71
2.5. Выводы по второй главе 85
Глава третья. Совершенствование технологии предотвращения отложений на трубках конденсаторов паровых турбин 87
3.1. Технология промывки конденсатора обратным потоком * 87
3.2. Исследования и совершенствование технологии фосфонатной обработки охлаждающей воды 93
3.3. Выводы по третьей главе 101
Глава четвертая. Исследование и совершенствование технологических характерискик кислотной промывки конденсационной установки 102
4.1. Методика проведения кислотной промывки 102
4.2. Результаты исследования кинетики кислотной отмывки образцов трубок в статических условиях 106
4.3. Расчетная оценка коэффициента массообмена и требуемого времени взаимодействия в динамических условиях отмывки конденсатора турбины 112
4.4. Анализ практических результатов кислотной промывки конденсатора КГ-2-6200-2 паровой турбины Т-110/120-12,8 Саранской ТЭЦ-2 115
4.5. Выводы по четвертой главе 120
Глава пятая. Исследование и разработка методов оперативного контроля за присосами воды и воздуха в конденсационных установках 122
5.1. Разработка методики оперативного химконтроля качества природной и
охлаждающе и воды 122
5.1.1. Автоматический химконтроль качества технологических вод 122
5.1.2. Методика оперативного расчета минерализации и состава ионных примесей охлаждающей воды 124
5.2. Анализ качества турбинных конденсатов 126
5.3. Сравнительная оценка методов контроля присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин 130
5.3.1. Оценка известных методов АХК присосов в конденсаторах 132
5.3.2. Результаты расчетного исследования возможности применения метода ИГЭУ для контроля присосов в конденсаторах турбин 134
5.4. Автоматизированный контроль присосов воздуха в конденсаторах 135
5.5. Выводы по пятой главе 130
Заключение 142
Список использованной литературы
- Анализ работ по совершенствованию конструкций конденсаторов, повышению эффективности теплообмена
- Обоснование установки водоструйных эжекторов в циркуляционной системе. Оценка результатов внедрения
- Исследования и совершенствование технологии фосфонатной обработки охлаждающей воды
- Расчетная оценка коэффициента массообмена и требуемого времени взаимодействия в динамических условиях отмывки конденсатора турбины
Введение к работе
Актуальность работы. Концепция РАО «ЕЭС России» но развитию и техническому перевооружению оборудования тепловых электростанций на период до 2020 гола предусматривает наряду со строительством новых генерирующих объектов с применением передовых парогазовых технологий совершенствование оборудования и режимов работы действующего оборудования ТЭС.
Основным резервом тепловой экономичности (ТЭ) на ТЭЦ является повышение эффективности работы конденсационных устройств, с наиболее полным использованием теплоты отработавшего пара для получения электрической энергии при ограниченных объемах охлаждающей воды. Это особенно важно в условиях привлечения теплофикационных агрегатов к регулированию электрической нагрузки при работе с частично или полностью открытой регулирующей диафрагмой.
Поиск новых технических решений по повышению вакуума путем совершенствования способов очистки поверхностей теплообмена конденсаторов на основе изучения состава и структуры отложений, улучшения схем отсоса неконденсирующихся газов из парового пространства и воздуха из циркуляционной системы конденсаторов являются одними из важнейших задач персонала ТЭЦ, наладочных и проектных организаций. Отмеченные направления работ связаны с повышением эффективности работы эжекторов и системы регенеративного нагрева воды и как следствие, с повышением экономичности работы оборудования.
Все вышеизложенное подтверждает актуальность выбранной темы исследования в современных условиях состояния Российской теплоэнергетики.
Цель работы. Исследование и разработка технических решений по повышению тепловой эффективности и надежности конденсационных устройств теплофикационных турбин.
Для достижения указанной цели автором решались следующие задачи:
анализ влияния различных факторов на экономичность и надежность работы конденсационных устройств теплофикационных агрегатов;
разработка технических решений по повышению эффективности работы систем охлаждения конденсаторов на основе новых схем отвода воздуха и применения водоструйных эжекторов, их внедрение и натурная оценка на действующем оборудовании;
расчетно-экспериментальное исследование эффективности применения охладителей паровоздушной смеси для основных пароструйных эжекторов турбин, внедрение, наладка и оценка экономичности и надежности их работы;
разработка технических решений по снижению потерь теплоты с рециркуляцией основного конденсата в конденсаторах турбин, их внедрение и натурная оценка на действующем оборудовании;
исследование состава и структуры отложений в трубках конденсаторов и разработка способов их очистки.
Методы исследования. Для решения задач в диссертационной работе исполь-зов&іись методы численных расчетов и натурные испытания на действующем оборудовании.
Научная новизна работы:
выявлен механизм снижения эффективности теплообмена в конденсаторах действующих теплофикационных турбин;
разработана технология повышения экономичности и надежности работы пароструйных эжекторов, основанная на предварительном охлаждении паровоздушной смеси потоком входящей циркуляционной воды;
получены новые данные о физико-химическом составе и величине отложений внутри труб конденсаторов, позволяющие разработать рекомендации по способам их предотвращения и очистки;
дана количественная оценка кинетики кислотной, композитной промывки конденсатора турбины и разработаны методы оперативного химического контроля водного режима конденсаторов, обеспечивающие повышение надежности конденсационных устройств.
Достоверность и обоснованность полученных результатов обеспечивалась использованием нормируемого парка приборов и известных методов проведения натурных испытаний, совпадением расчетных и опытных характеристик кислотной промывки.
Практическая ценность работы:
на основе выявленной неудовлетворительной работы пароструйных эжекторов
цирксистемы, приводящей к завоздушиванию верхней части трубок конденсаторов,
предложены мероприятия, повышающие надежность работы конденсационных
8 устройств, включающие дополнительные места отсоса воздуха с выходных водяных камер и применение водоструйных эжекторов, исключающие гидроудары в трубопроводах при изменении режимов работы турбин путем сброса воды в сливной ниркводовод;
предложена схема предварительного включения охладителя паровоздушной смеси, отсасываемой основными пароструйными эжекторами, обеспечивающая требуемую производительность и надежность их работы, более глубокий вакуум и получение дополнительной мощности в режимах с большими пропусками пара в конденсатор;
предложена модернизация схемы рециркуляции основного конденсата для улучшения работы основных эжекторов и снижения потерь теплоты в конденсаторе турбины;
испытаны способы промывки части трубок конденсаторов турбин обратным потоком воды на «ходу» (в режимах работы турбины), а также кислотными композициями (при останове), обеспечивающие эффективное удаление отложений;
предложены способы автоматизированного контроля качества турбинного конденсата и охлаждающей воды, основанные на измерении электропроводности и кислорода.
Внедрение результатов работы. Результаты научных и технических разработок автора внедрены на ОАО «Дзержинская ТЭЦ» в 2001-^-2002 гг.
Личный вклад автора определяется постановкой цели и задач исследования, проведением численных расчетов по обоснованию выбора вариантов технической модернизации конденсационных устройств, непосредственным участием в их реализации на ОАО «Дзержинская ТЭЦ», проведением натурных испытаний и обработкой их результатов, формулировкой выводов и рекомендаций.
Автор защищает:
результаты анализа причин снижения эффективности работы конденсационных устройств теплофикационных агрегатов;
способы повышения экономичности и надежности работы конденсационных устройств путем замены пароструйных эжекторов цирксистемы на водоструйные, обоснование выбора мест отсоса воздуха;
расчетный выбор охладителя паровоздушной смеси, устанавливаемого перед основными пароструйными эжекторами, результаты натурных испытаний и экономической опенки и надежности схемы с предвключенными охладителями;
схемы рециркуляции охлаждающей воды основных эжекторов теплофикационных турбин и результаты оценки их тепловой эффективности;
технологию отмывки части трубок конденсаторов теплофикационных турбин «на ходу» обратным потоком воды и методику оценки кинетических характеристик кислотных промывок;
результаты исследований по обработке охлаждающей воды фосфонатами и методику автоматизированного химконтроля охлаждающей воды и конденсата
Апробация результатов работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на «IX МНТК «Радиоэлектроника, электротехника, энергетика» (Москва, 2003), МНТК «XI Беиардосовских чтениях» (Иваново, 2003), IV Российской НТК «Эне-госбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности» (Ульяновск, 2003), заседаниях кафедры Промышленная теплоэнергетика Московского государственного открытого университета (Москва, 2002), кафедр ТЭС и Химии и химических технологий в энергетике Ивановского государственного энергетического университета (Иваново, 2004), а также на технических совещаниях ОАО «Нижнов-энерго» и ОАО «Дзержинская ТЭЦ» (2000+2002 гг.).
Публикации. Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 8 печатных работах, в том числе четырех статьях и четырех тезисах докладов научно-технических конференций.
Анализ работ по совершенствованию конструкций конденсаторов, повышению эффективности теплообмена
Эффективность работы конденсатора определяется поверхностной плотностью теплового потока при данном давлении в трубном пучке [9, 10]. Естественно, что лучшими считаются тс КУ, у которых эта величина имеет наибольшее значение при том же давлении конденсации. Эффективность конденсатора зависит не только от параметров, определяющих процесс теплопередачи в трубном пучке, но и от условий взаимодействия процессов в пучке и элементах КУ, степени взаимного влияния их на конечное давление [11-Й6], от аэродинамического совершенства выхлопных патрубков ПТУ, обеспечивающих отвод пара от последней ступени в конденсатор, от характера течения пара в котором, в значительной степени зависит уровень динамических нагрузок на первые ряды трубок конденсатора [17], а также на их надежность [18-КЮ]. При конденсации "чистого" пара, свободного от примеси неконденсирующихся газов, давление в конденсаторе будет соответствовать равновесному давлению на границе раздела фаз. Его численное значение однозначно определяется температурой насыщения двухфазной пароводяной среды, находящейся в трубном пучке, по [21]. D свою очередь температура отработавшего пара в КУ І2, (С) определяется: t2 = tIB + AtB + 6t, (1.1) где tjo - температура охлаждающей воды на входе в КУ, С; Д1ц - нагрев охлаждающей воды в КУ, С NT/ V D?Ah , Ah 2 ,. „ AtB = t2eJB=- —І -2-, (1.2) W0XcB mcB где t2B - температура охлаждающей воды на выходе из КУ, С; Ог - расход поступающего в конденсатор пара, т/ч; W0x - расход охлаждающей воды, т/ч; Дпг - разность средневзвешенной энтальпии поступающего в конденсатор пара и конденса W та, кДж/кг; ев - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг-С); m = —— — кратность охлаждения; 5t - конечный температурный напор в КУ, С cBW0X где Fox - поверхность охлаждения КУ, м ; кср - средний коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-С).
Из приведенных выражений (1.1)+(1.4) следует, что при заданных значениях Fox» АЬг определенных режимных параметрах, D2, W0x, tin показатели эффективности работы КУ р2, 5t определяются средним значением коэффициента теплопередачи кСр. Из тех же формул следует, что при прочих равных условиях, уменьшение D2 приводит к понижению р2 и 5t; уменьшение tB ведет к увеличению 5t, но поскольку (tjB + St) становится меньше, то уменьшается значение t2 и соответственно р2, при снижении Wox увеличивается Atn, что приводит к росту р2 В процессе эксплуатации в КУ попадает воздух и другие неконденсирующиеся газы с паром и через неплотности вакуумной системы турбины [9-Н8, 18, 22]. Количество неконденсирующихся газов, поступающих в конденсатор с паром, невелико и составляет несколько процентов общего количества удаляемого из конденсатора воздуха. Основное количество газов, удаляемых из конденсатора, составляет воздух, проникающий из атмосферы через неплотности фланцевых соединений, штуцеров водомерных стекол, концевых уплотнений и других элементов, находящихся под разрежением. При значительном понижении D2 присос воздуха (GR) увеличивается, поскольку под разрежением оказываются дополнительные участки корпуса турбины и регенеративной системы. Проникновение воздуха в вакуумную систему турбины ухудшает работу КУ, вызывая нежелательные явления. Прежде всего, воздух, попадая в паровой объем конденсатора, существенно ухудшает коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенке конденсаторных трубок, уменьшая обший коэффициент теплопередачи в конденсаторе [9 11], вследствие экранирования поверхности конденсации воздухом. При значительном проникновении воздуха в вакуумную часть турбины наблюдается переохлаждение конденсата, в особенности когда пароструйный эжектор начинает работать в перегрузочном режиме [9, 10].
Конленсация отработавшего в турбине пара, содержащего примесь неконденсирующихся газов, сопровождается как конвективной теплоотдачей, так и массо-отдачей - переносом пара к поверхности трубок и выделением при этом теплоты фазового перехода. Условия тепло- и массообмена в конденсаторах определяются тем, что нар конденсируется из ПВС при вакууме, причем степень конденсация пара превосходит 99,9%. Вследствие того, что по мере конденсации пара скорость ПВС уменьшается, а концентрация в ней воздуха растет, локальные значения поверхностной плотности теплового потока, а соответственно, и плотности поперечного потока массы (конденсирующегося пара) сильно изменяется по пути движения пара ПВС в трубном пучке конденсатора [9 11,.24-5-28]. Неоднородность распределения плотностей теплового потока в трубном пучке увеличивается еще из-за неравномерности распределения поступающего пара по периметру трубного пучка или отдельных его модулей и влияния конденсата, стекающего потоками струй и капель с верхних рядов трубок на нижние [9, 10, 30]. В трубных пучках на первых по ходу пара трубах под действием сил поверхностного натяжения происходит формирование струй конденсата, захватывающих на своем пути образующийся на расположенных ниже трубах конденсат, что уменьшает среднюю толщину пленки. Охлаждаясь при перетекании по трубам и находясь в контакте с паром, струи конденсата также участвуют в процессе конденсации. В этих условиях основным фактором, определяющим условия теплоотдачи при конденсации пара, является Di.
Пленка конденсата, стекающего в конденсаторе но трубкам, имеет со стороны стенки трубки температуру, сравнительно не намного превосходящую температуру охлаждающей воды, а со стороны ее свободной поверхности равную іти близкую к температуре насыщения омывающего ее пара. Исходя из этого средняя температу 14 pa конденсата (tK), стекающего с трубок, в том числе и с нижних рядов трубок пучка на днище конденсатора, ниже t2.
При умеренных скоростях движения ПВС по ходу движения пара и умеренной величине относительного содержания воздуха в смеси (єп) существенное влияние на коэффициент теплоотдачи с паровой стороны (ctn) оказывает термическое сопротивление конденсатной пленки. Далее же процесс стекания конденсатной пленки турбулизуется и на теплоотдачу с паровой стороны (при понижении скорости движения ПВС и возрастании парциального давления воздуха (рп) в потоке) начинает оказывать влияние термическое сопротивление газовой пленки. Интенсивность теплоотдачи при конденсации пара из ПВС является функцией следующих переменных факторов: давления смеси (рем), массовой скорости, или кинетической энергии потока (Е), относительного содержания воздуха в паре (на входе в трубный пучок) и частного температурного напора. При конденсации пара из ПВС температура фазового превращения является переменной функцией парциального давления пара (рп) в потоке смеси, зависящей от количества сконденсированного пара, что в свою очередь определяется величиной и изменением интенсивности процесса конденсации.
Обоснование установки водоструйных эжекторов в циркуляционной системе. Оценка результатов внедрения
Ранее рассмотренное влияние элементов КУ показывает, что для экономичной и надежной его работы все элементы схемы должны быть подобраны таким образом, чтобы их внешние характеристики стыковались между собой при различных режимах работы, а вспомогательные устройства работали эффективно и бесперебойно. Одним из таких вспомогательных элементов является эжектор циркуляционной системы (ЭЦС), который предназначен для заполнения системы охлаждения конденсатора перед пуском и для удаления воздуха из верхних точек сливных циркуляционных водоводов (СЦВ) и других элементов схемы (маслоохладителей турбин и др.) в период эксплуатации [20, 32, 33, 40]. Неудовлетворительная работа ЭЦС или полное прекращение отсоса воздуха из проточной части циркуляционной системы приводит к завоздушиванию верхних трубок конденсатора, в результате чего конденсатор работает не полным трубным пучком, что приводит к снижению расчетной площади поверхности теплообмена.
С существующей проблемой сталкиваются на многих электростанциях [37, 38]. Так по данным [37], из-за снижения пропускной способности конденсаторного тракта конденсатора типа 80 КЦСТ-І турбины ПТ-80/100-130/13 по вышеуказанной причине, потери мощности составили в среднем 3,5 МВт из-за ухудшения вакуума, а на турбине К-500-65/3000 (конденсатор типа К-10120) от 30 до 50 МВт [38].
Наряду с экономическим ущербом, который возникает из-за неудовлетворительной работы ЭЦС, нельзя забывать и о надежности теилообменного оборудования, от которой зависит безаварийная длительная эксплуатация всего турбоагрегата в целом. Применяемый материал для изготовления охлаждающих трубок конденсатора рассчитывается и изготавливается на определенную допустимую температуру. При работе трубок в безрасходном режиме в условиях ухудшенного вакуума происходит их деформация в результате нерасчетных тепловых перемещений и частичный их пережог. Присутствие в завоздушенной части кислорода способствует протеканию процесса коррозии, которая наиболее интенсивно происходит на границе раздела жидкой и газообразной фаз. По данным [25] кислород в воде раство ряется лучше, чем остальные газы атмосферы.
Указанные причины способствуют разрушению охлаждающих трубок, что в свою очередь ведет к аварийным остановам турбины и снижению срока службы конденсатора.
Наибольшее влияние надежная и эффективная эксплуатация ЭЦС оказывает на работу КУ, у которых разделение ходов воды выполнено вертикально [37]. При такой конструкции конденсаторов завоздушеиными оказываются трубки, как второго хода, так и первого хода из-за параллельного расположения трубок на одном уровне. Суммарное количество охлаждающих трубок данного типа конденсатора оказывается в безрасходном режиме больше, чем у конденсаторов, у которых разделение ходов воды выполнено горизонтально.
Проведенный анализ конденсационных устройств паровых турбин в части определения работы неполным трубным пучком показал две основные причины, которые ведут к данному негативному явлению:
1. Не правильно выбрана точка отсоса воздуха, в результате чего она оказывается подтоплена. Основные признаки, указывающие на данное обстоятельство: воздушная плотность конденсатора с паровой стороны удовлетворительная; замечания по работе основных эжекторов отсутствуют; низкий нагрев охлаждающей воды; повышенное гидравлическое сопротивление при незначительной толщине отложений; чистка трубок механическим и другими способами приводит к незначительному повышению вакуума, без заметного прироста расхода охлаждающей воды, через некоторое время работы ситуация возвращается к прежнему состоянию; при осмотре с наружной стороны, верхние трубки отличаются по цвету поверхности от трубок расположенных ниже, что свидетельствует о наличии их пережога.
Для устранения этих недостатков необходимо отсос воздуха производить не только с верхних точек системы циркуляционного водоснабжения, но и с выходных водяных камер конденсатора.
2. Эжекторы отсоса воздуха из системы охлаждения конденсатора работают периодически.
Основным фактором, влияющим на ситуацию, является правильность выбора производительности эжектора.
Поставляемый в комплекте с конденсационной установкой ЭЦС по своим характеристикам идентичен пусковому эжектору (ПЭ), создаваемое разрежение и производительность которого достаточно высокие. Рабочей средой ЭЦС в этом случае служит насыщенный, либо слабо перегретый нар. Высота установки ЭП и трассировка трубопроводов отсоса воздуха выполнена на одном уровне с местом агсоса воздуха. Ограничение высокой производительности калиброванными шайбами не выполняется. Дренажные линии для слива воды, попавшей в трубопровод огсоса воздуха, проектом не предусмотрены.
Исходя из этого, получается следующая картина. ЭП, используемый в качестве ЭЦС, с рабочей характеристикой, как у основного эжектора, удалив воздух из системы охлаждения, захватывает воду. При попадании воды в пар возникают гидроудары в трубопроводах, что вызывает их разрушение.
Данное обстоятельство является основной причиной из-за чего в процессе эксплуатации конденсатора паровой турбины ЭЦС не находится постоянно в работе. Для решения этой проблемы необходимо правильно подобрать эжектор, который будет постоянно удалять воздух из проточной части системы охлаждения конденсатора. Ниже приведена методика расчетов ЭЦС для удаления воздуха из проточной части циркуляционной системы конденсаторов: 80 КЦСТ-Ї турбины ПТ-80/100-130/13, КГ2-6200 турбины Т-100-130, K-2-6000-I турбины ПТ-135/165-130/15. В приложениях П1а + П1в приведены программы проведения испытаний турбоустановок до и после установки водоструйных ЭЦС, выполненные согласно [151, 152, 155, 156], а в табл. 2.2 показаны основные технические показатели, полученные при испытаниях.
Исследования и совершенствование технологии фосфонатной обработки охлаждающей воды
Опыты проводились в лабораторных условиях. В качестве ингибитора образования твердой фазы СаС03 использована натриевая соль НТФ (далее, НТФ). Кристаллизация СаСОз велась в условиях ускоренных испытаний при постоянном нагреве воды, моделирующей циркуляционную воду оборотной системы охлаждения. Жесткость исходной моделирующей воды обеспечивалась добавкой в кипяченый дистиллят хлорида калышя и бикарбоната натрия. Для дополнительного увеличения рН вводился едкий натр. Добавка железа в воду делалась в виде раствора хлорида железа (II). Мутность воды корректировалась вводом тонко измельченного в лабораторной шаровой барабанной мельница мела (СаСОз).
Для нагрева использовался электронагреватель термостата. Регулировка температуры на уровне (70±2) С обеспечивалась элекгроконтактным термометром. Теллоотвод осуществлялся при разбрызгивании воды через щелевую форсунку во втором термостате, имитирующем градирню и обеспеченном протоком охлаждающей воды. Значение нагрева воды в термостате, имитирующем конденсатор, равнялось 10 С.
Необходимость опытов обусловлена; использованием фосфонатов для нротивонакипной обработки воды систем оборотного охлаждения (Костромская ТЭЦ-2, ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» и др.); сообщением специалистов фирмы Дегремон о низком противонакипном эффекте фосфонатов и, в первую очередь, НТФ в присутствии соединений железа и взвешенных веществ; присутствием в циркуляционной воде систем оборотного охлаждения взвешенных веществ и соединений железа. В опытах определялась жесткость фильтрата воды, подвергнутой в опыте термической обработке и содержащей вследствие этого твердую фазу СаСОз, что позволило получить кинетические данные о кристаллизации СаСОз. По отношению текущих значений жесткости фильтрата и жесткости исходной воды (воды перед термообработкой) определена относительная жесткость фильтрата.
В предположении мономолекулярности (соответствует малому пересыщению раствора) реакций кристаллизации определены значения кажущихся констант скоростей кристаллизации СаСОз (К, ч"1). При этом использовано известное соотношение: к = 1п(Ср/С) т где Со - начальное значение жесткости воды, мг-экв/дм ; С -текущее значение жесткости воды в момент времени т; т - время кристаллизации (время от начала нагрева воды или от момента, выбранного за начало отсчета времени), ч.
Длительность защитного действия определена как период времени, в течение которого сохраняется значение относительной жесткости фильтрата, близкое к единице. Результаты опытов приведены в табл. 3.1-г3.4.
В опытах первой серии выполнена оценка влияния начального значения рНи воды на образование твердой фазы СаСОз (см. табл. 3.1 и 3.2) при нагреве воды в отсутствие фосфонатов. Показано, что темпы образования твердой фазы существенно возрастают при увеличении рН2з исходной воды и особенно велики в начальный (15-минутный) период нагрева воды. Действительно, при увеличении рНг5 воды от 7,93 до 9,67 значения кажущейся константы скорости (ККСК) кристаллизации увеличиваются в 4 раза, что может быть объяснено сдвигом углекислотного равновесия в сторону образования карбонат-ионов. По истечении начального периода времени происходит резкое снижения указанных констант, свидетельствующее об изменении механизма кристаллизации, вызванного уменьшением пересыщения раствора в начальный период.
Нагрев воды, приводящий к образованию твердой фазы СаСОз, имеет следствие увеличение рН фильтрата. Именно этот эффект наблюдается и при низкотемпературном (менее 45 С) нагреве воды в системе оборотного охлаждения с градирней. В условиях ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» установлен подъем рНгз циркуляционной воды до значения 8,7 при работе системы оборотного охлаждения без непрерывной продувки и дозировки фосфонатов. При дозировке фосфонатов (фи-фалон) рН25 циркуляционной воды на ТЭЦ-ПВС-1 ОАО «Северсталь» увеличивается до 8,9.
В присутствии НТФ скорость образования твердой фазы в течение первого часа нагрева значительно (на порядок и более) меньше, чем в отсутствие НТФ. Инги-бирующий эффект сохраняется в течение второго и третьего часа, но становится существенно меньше (от 50 до 70 %). Таким образом, в условиях ускоренных испытаний при карбонатном индексе воды в диапазоне 20+25 (мг-экв/дм ) и температуре ее нагрева 70 С время защитного действия НТФ не превышает 2 часов. В условиях системы оборотного охлаждения температура нагретой в конденсаторе волы не должна превышать 43 С. В условиях ТЭЦ, работающих при ухудшенном вакууме в конденсаторах с ограничением электрической мощности со стороны градирен эта температура может превышать разрешенный предел, равный 43 С, но незначительно. Например, в условиях ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» отмечены нагрев воды до 45 С. Так как температура ускоренных испытаний (70 С) превы-шаег температуру нагрева воды в системе охлаждения на 27+35 С (в среднем на 30 С), то реальное время защитного действия фосфонатов превышает его значение, установленное в условиях ускоренных испытаний и составляет при высоких значениях карбонатной жесткости и карбонатного индекса около 4 часовю Это означает, что при периодической дозировке фосфонатов период между вводами его рабочего раствора должен быть не более 4 часов.
Расчетная оценка коэффициента массообмена и требуемого времени взаимодействия в динамических условиях отмывки конденсатора турбины
Особенно большое количество С02 образуется в первые минуты циркуляции промывочного раствора, когда скорость процесса велика W 200ч-250 кг/мин. Учитывая, что в первые 10 мин; практически вымывается 1/3 отложений (если конечно не ограничивать скорость потока промывочного раствора, т.е. не уменьшать /3), то скорость отвода С02 должна быть не менее 250/10 =25 м /мин.
Поэтому в первые 3 5 минут подача промывочного раствора (особенно при боль ших карбонатных отложениях ооп 1,5 мм, как это имело место при промывке конденсатора ТГ-5) должна быть ограничена, (т.е. задвижка на нагнетании цир кулярного насоса должна быть только подорвана). Кроме этого, так как скорость процесса со К-С, то суммарная начальная концентрация промывочного рас твора соляной кислоты не должна превышать более 7 %, Несоблюдение этих требований приводит к сильным гидроударам промывочной системы, что наблюдалось при проведении промывки четвертинки (правой «Б») из-за неправильной оценки фактических отложений, когда было закачено избыточное количество соляной кислоты.
С целью предотвращения сильных гидроударов в промывочной системе диаметр отводящей трубы для углекислого газа на промывочном баке не должен быть менее 200 мм. Фактический диаметр трубы ятя отвода СО 2 на промывочном баке был- 159 мм.
При промывке первой четвертинки (левая «В») не был выполнен отвод углекислого газа из входной и перепускной водяной камеры, вследствие этого верхняя часть трубной системы (30 рядов) не промылась. При промывке четвертинок «А» были выполнены отсосы из входных и перепускных камер и верхние ряды отмывались полностью. Для надежного обеспечения отвода С02 из водяных камер, диаметр труб должен составлять не менее 50 мм.
Самыми длинными операциями при проведении промывки (см.табл.4.3) оказались: дренирование промывочного контура; приготовление и подача щелочного раствора для нейтрализации остатков кислоты.
Согласно [157], операции по дренированию промывочных растворов не должны превышать 15 30 мин. Фактическое же время по дренированию промывочной сис темы составляло более 2 часов, а приготовление и подачу щелочного раствора уходи те ло более 1,5 часа. При проведении последующих промывок необходимо увеличить диаметр дренажной трубы на промывочном баке до 100 мм. В настоящее время диаметр дренажной трубы на промывочном баке составляет 50 мм. Желательным также является врезка дренажей на входных водяных камерах, которых сейчас нет. Отсутствие в схеме кислотной промывки отдельного щелочного бака приводит к тому, что приготовление щелочного раствора начинается только после закачки кисло ты. Такое положение приводит к тому, что прежде чем приготовить щелочной рас твор, необходимо слить остатки кислоты с кислотного бака, промыть бак и трубо проводы кислоты, вследствие этого: удлиняется время проведения промывки; увеличивается расход щелочных реагентов; происходит коррозия кислотного бака и кислотных трубопроводов. Учитывая эти перечисленные отрицательные факторы, необходимо для проведе ния кислотных промывок как котлов, так и другого теплоэнергетического обо рудования выполнить схему приготовления и подачи щелочного раствора с отдель ным баком и своим трубопроводом подачи, как этого требуют руководящие указа ния «Союзтехэнерго».
Существенным недостатком промывочной схемы оказался сброс отработанных кислых и щелочных растворов в канализацию. При проведении последующих кислотных промывок конденсаторов турбин необходимо выполнить монтаж схемы для направления отработанных растворов на существующий узел нейтрализации.
Таким образом, скорость промывочного раствора при проведении кислотных промывок конденсаторов турбин, бойлеров, ПСГ и других теплообменных аппаратов от карбонатных отложении определяется от выбранного значения коэффициента массопереноса (/3) и фактического количества отложений на трубках.
При достаточно больших отложениях (оэтл 1 мм) скорость промывочного раствора (при промывке соляной кислоты карбонатных отложений) в первые 5 минут после включения циркулярного насоса не должна быть выше 0,1 м/с по ус ловиям предотвращения сильных гидроударов в промывочной системе. В после дующее время скорость промывочного раствора может быть доведена до 0,4 0,5 м/с. Создание скоростей промывочного раствора более 0,5 м/с при промывке соляной кислотой карбонатных отложений не требуется.
