КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ

Консервация паровых котлов

При любых остановах котлов со снижением давления среды до атмо­сферного и возможностью попадания в него кислорода воздуха и конденса­ции влаги протекает стояночная коррозия. Средняя скорость коррозии при температуре 20° С составляет 0,05 г/(м2-ч). Суточный простой энергоблока 300 МВт с незаконсервированными и неосушенными поверхностями нагре­ва общей площадью 30 000 м2 приводит к образованию в контуре до 50 кг оксида железа.

При останове котлов для защиты от стояночной коррозии проводится их консервация. При останове на срок до 15 часов прямоточных котлов или до 1 суток барабанных котлов рекомендуется проводить консервацию методом избыточного давления, а на срок до 5 суток — путем сухого оста­нова. При простое от 5 до 60 суток рекомендуется гидразинно-аммиачная консервация или использование контактных ингибиторов. При останове на срок более 60 суток применяют контактные ингибиторы.

Избыточное давление (0,15-0,2 МПа) в котле при кратковременном останове создается деаэрированной водой. Для лучшего эффекта в воду добавляется щелочь (NaOH — до 2 кг/м3).

Консервацию сухим способом осуществляют, заполняя котел инертным газом (азотом). При этом воздух должен быть вытеснен полностью из котла (через воздушники).

ГЛАВА 13

Консервация котла при останове на длительный срок проводится путем прокачки по замкнутому контуру (включая деаэратор и питательные насосы) раствора гидразина (до 200 мг/кг) и аммиака (величина рН= 10,5-11). В этот контур не включаются ПНД и конденсатор, содержащие латунные трубки. Этот метод нельзя использовать при ремонте оборудования.

Контактные ингибиторы образуют на поверхности защитную пленку, сохраняющуюся длительное время в условиях капитальных или текущих ремонтов. Защитная пленка создается путем прокачивания в течение 1-2 часов через котел раствора ингибитора при температуре не выше 100°С. Затем этот раствор сливают в специальный бак для хранения до повторного использования.

При некоторых водных режимах на поверхности металла создается - устойчивая защитная пленка, и в этом случае консервация не требуется. При любом водном режиме защитную пленку можно создать сразу же по­сле останова котла путем подачи в котел аммиачного раствора трилона Б перегретым паром (350-370°С, давление 1-1,3 МПа) от постороннего источ­ника (из линии собственных нужд станции) по специальным трубопрово­дам. Паровой раствор частично отмывает поверхности котла с образованием комплексонатов железа, которые подвергаются термическому разложению на поверхностях котла. Консервация заканчивается при увеличении значе­ния рН в сбросном паре до 9, после чего котел обеспаривается, дренируется и вскрывается.

В последние годы все большее распространение получает применение поверхностно-активных веществ (типа ОДА — октадециламина) для кон­сервации оборудования энергетического блока.

[1] На сколько увеличится теплота сгорания Qp бурого угля Назаров- ского месторождения при переходе на электростанции от замкнутой к разо­мкнутой схеме сушки топлива с получением подсушенного топлива (су - шонки) окончательной влажностью пыли Wnn — 10,0%. Исходная работая масса топлива имеет значение Qp — 13,02 МДж/кг и Wp = 39,0%.

Решение.

По формуле (3.9) при сохранении постоянной зольности топлива зна­чение

ОТ = (Qh + 25 wn - 25 W™ =

= (13 020 + 25 • 39,0) • і 39 q - 25 • 10,0 = 20 398 кДж/кг. Теплота сгорания подсушенной пыли увеличится в 1,56 раза.

[2] — блочная конденсатоочистительная установка (БОУ); 4 — конденсатный насос второй ступе­ни; 5 — охладитель эжектора; 6 — охладитель пара концевых (лабиринтовых) уплотнений; 7 - регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД); 8 - деаэратор; 9 — промежуточный (бустерный) насос; 10 — питательный насос; 11 — турбопривод насоса; 12 — регенеративные подогреватели высокого давления (ПВД); 13 — паровой котел; 14 ~ экономайзер; 15 — ниж­няя радиационная часть (НРЧ) топки; 16 — средняя радиационная часть (СРЧ) топки; 17 — верхняя радиационная часть (ВРЧ) топки; 18 — встроенная задвижка; 19 — ширмовый паро­перегреватель; 20 — конвективный пароперегреватель; 21 — главные паровые задвижки; 22 — паровая задвижка перед турбиной; 23 — часть (цилиндр) сверхвысокого давления паровой турбины (ЦСВД); 24 — часть (цилиндр) высокого давления турбины (ЦВД); 25 — часть (ци­линдр) среднего давления турбины (ЦСД); 26 — часть (цилиндр) низкого давления турбины (ЦНД); 27 — генератор; 28 - - промежуточный пароперегреватель; 29 — встроенный сепаратор; 30 — растопочный расширитель; 31 — ввод добавочной воды; 32 - подача охлаждающей во­ды в конденсатор; 33 - обратная сетевая вода; 34 — основной сетевой подогреватель; 35 — пиковый сетевой подогреватель; 36 — сетевая вода; 37 - тепловые потребители; 38 — сброс конденсата в конденсатор; 39 - добавочная сетевая вода; 40 -- источник водоснабжения; 41 — приемный колодец; 42 — циркуляционные насосы; 43 - сбросной колодец; 44 — фильтр грубой очистки; 45 — осветлитель; 46 -- механический фильтр; 47,48 - натрий-катионитный фильтр, соответственно 1-й и 2-й ступени; 49 — деаэратор; 50 - греющий пар; 51 — сточные воды, вода непрерывной и периодической продувки котлов, дренажи котлов, турбин и т. д.; 52 - испаритель; 53 - охладитель; 54 — доупаривающая установка; 55 - подача дистиллята в бак чистой воды; 56,58 -- Н-кагионитные фильтры 1-й и 2-й ступени; 57,64 - анионитные фильтры 1-й и 2-й ступени; 59 - декарбонизатор; 60 -- промежуточным бак; 61 -- во$дух в дскарбо - низатор; 62 — выход углекислого газа; 63 - промежуточный насос, 65 - фильтр сметанного Действия (ФСД).