Стартовая >> Архив >> Генерация >> О гидразинной обработке питательной воды котлов ТЭЦ

О гидразинной обработке питательной воды котлов ТЭЦ

Шарапов В. И., Макарова Е. В.

Надежность котельных установок тепловых электростанций, их экологическая безопасность, эффективность топливоиспользования и стоимость выработанной в них теплоты существенно зависят от водно-химического режима котлов и применяемых методов водоподготовки. В последние годы на многих электростанциях активно обсуждается вопрос о применении широко распространенной гидразинной обработки питательной воды. В настоящей статье предпринята попытка проанализировать необходимость и целесообразность использования гидразина на ТЭЦ, оборудованных барабанными котлами на рабочее давление до 140 кгс/см2.
Впервые гидразин стал применяться для химического обескислороживания питательной воды котлов в 40-х годах в Германии [1]. В 50-60-е годы в связи с распространением в отечественной энергетике паровых котлов высокого (90 кгс/см2), сверхвысокого (140 кгс/см2) и сверхкритического (240 кгс/см2) давления и трудностью обеспечения высокого качества деаэрации питательной воды для этих котлов (самые распространенные типы деаэраторов обеспечивали в те годы устойчивое остаточное содержание кислорода на уровне 50 мкг/л [2]) на тепловых электростанциях стала широко применяться обработка питательной воды гидразином.
Назначением гидразина было “ликвидировать проскоки кислорода в термически деаэрированную питательную воду” [3].
Первоначальный отечественный опыт применения коррекционной обработки питательной воды гидразином обобщен в [4, 5]. Дальнейший опыт использования гидразина критически проанализирован сотрудниками ВТИ [6, 7], специалистами эксплуатационных служб энергосистем [8], зарубежными исследователями [9].
Гидразин является реагентом с восстанавливающими свойствами, проявляющимися при высоких температурах (более 100°С) и при pH = 9 и-11. При понижении pH гидразин не предупреждает коррозию, а несколько усиливает ее вследствие образования перекиси водорода [6, 7, 9]. Максимальный ингибирующий эффект гидразина наблюдается при температуре около 150°С [10], т.е. до тракта питательной воды высокого давления и экономайзеров котлов, в пределах нахождения конденсата и питательной воды в системах регенерации низкого давления от конденсаторов турбин до деаэраторов питательной воды.
Гидразин токсичен. Пары гидразина вредно действуют на слизистые оболочки и дыхательные пути. Растворы гидразина вызывают ожоги кожной ткани и дерматозы [11]. Отмечены канцерогенность и воздействие гидразина на ДНК [12].
Отметим, что наиболее подверженным коррозии является тракт основного конденсата турбины от конденсатора до деаэратора питательной воды (прежде всего, за счет присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки и попадания в тракт кислорода с добавочной питательной водой). В этом тракте происходит нагрев конденсата с 30-40 до 140-150°С. Казалось бы, гидразин должен защищать, прежде всего, участок тракта основного конденсата с температурами конденсата 100 - 150°С, тем более, что и максимум ингибирующей способности гидразина приходится на 150°С. Однако на большинстве электростанций тракт основного конденсата турбин остается без защиты, так как ввод гидразина осуществляется во всасывающий трубопровод питательных насосов [3,6-8,11].
На энергоблоках 300 МВт с прямоточными котлами сверхкритического давления имеется опыт дозирования гидразингидрата в конденсатопровод после конденсатоочистки или в камеру воздухоохладителя конденсатора турбины с целью защиты поверхностей нагрева, выполненных из медесодержащих сплавов, от коррозии, обусловленной наличием в конденсате кислорода и аммиака [7]. В этом случае кислород связывается до деаэратора питательной воды, который служит, по существу, только емкостью запаса воды.
Возможность снижения содержания растворенного кислорода в питательной воде с помощью гидразина ограничена пределом 10 мкг/л [7, 8]. Многочисленные теплохимические испытания энергоблоков на Троицкой, Конаковской, Литовской, Каширской ГРЭС и других электростанциях показали, что снизить концентрацию кислорода в питательной воде ниже 10 мкг/л невозможно даже при увеличении избытка гидразина до 500 мкг/л [7].
Наблюдения зарубежных исследователей также свидетельствуют о том, что при налаженной работе термических деаэраторов, обеспечивающих содержание кислорода в питательной воде за ними не выше 10 мкг/л, восстанавливающее действие гидразина на кислород практически отсутствует [9].
В [6] отмечено, что эффективность гидразинной обработки следует оценивать по индикаторам коррозии, устанавливаемым в тракте питательной воды (скорость коррозии не должна превышать 0,001 г/(м2 · ч ) и что необходимость в гидразинной обработке возникает при содержании кислорода в деаэрированной воде более 0,03 мг/кг [6].
Ввод гидразина в питательную воду котлов тепловых электростанций в настоящее время регламентируется [13]: п. 4.8.10: “На котлах давлением до 70 кгс/см2 (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.
На котлах давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре”;
п. 4.8.21: “Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:
...содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3”.
Анализ содержания цитируемых пунктов ПТЭ позволяет сделать следующие выводы:
обработка питательной воды котлов с естественной циркуляцией гидразином не является обязательной. Ее можно применять при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации. Очевидно, что при надежной работе деаэраторов питательной воды с остаточным содержанием 10 мкг/дм3 (10 мкг/л) такая необходимость отсутствует, поскольку гидразин не может в этом случае уменьшить концентрацию кислорода в питательной воде;
второй абзац п. 4.8.10 ПТЭ, в котором говорится, что “на котлах давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином”, не опровергает сформулированного ранее утверждения, поскольку слова “должна производиться только гидразином” касаются лишь запрета применения сульфита натрия на котлах высокого давления. Иначе говоря, при необходимости дополнения термической деаэрации химическим обескислороживанием, например, при остаточном содержании кислорода после деаэратора 20 - 30 мкг/л, должен применяться только гидразин, а сульфит натрия неприменим;
более того, при отпуске пара на предприятия пищевой и аналогичных отраслей промышленности гидразинную обработку применять нельзя (обратим внимание, что ПТЭ не требуют при отказе от гидразинной обработки осуществления каких- либо других мероприятий для компенсации ее отсутствия);
норматив п. 4.8.21 по содержанию гидразина в питательной воде является обязательным только при применении гидразинной обработки. При отсутствии необходимости в ней учет этого норматива не требуется.
Приведенный анализ п. 4.8.10 ПТЭ свидетельствует о том, что ПТЭ не обязывает, а только разрешает применять гидразин при необходимости дополнения термической деаэрации питательной воды химическим обескислороживанием.
В то же время на многих ТЭЦ исторически сложилась многолетняя практика применения гидразина для обработки питательной воды котлов с естественной циркуляцией (без какого-либо анализа потребности в такой обработке). У части персонала сформировалось мнение, что гидразинная обработка является обязательной при эксплуатации любых котлов высокого давления.
Наряду с этим на многих электростанциях с котлами на рабочее давление 140 кгс/см2 гидразинная обработка питательной воды не применяется без какого-либо ущерба для надежности этих станций.
В течение многих лет котлы с естественной циркуляцией различных типов на давление 140 кгс/см2 паропроизводительностью 420- 500 т/ч эксплуатировались без гидразинной обработки питательной воды (в связи с отпуском пара на предприятия пищевой промышленности). К настоящему времени эти котлы работают без гидразина около 30 лет. За эти годы никогда не возникали проблемы, связанные с отсутствием гидразинной обработки питательной воды котлов. В частности, не наблюдалась повышенная интенсивность коррозии подогревателей высокого давления, экономайзеров котлов и тракта питательной воды от деаэраторов до котлов.
Отметим, что водно-химический режим питательного тракта ТЭЦ не был идеальным, допускались отдельные нарушения норм ПТЭ. Например, по присосам воздуха в конденсаторы турбин содержание кислорода в основном конденсате составляло в среднем 50-75 мкг/л. ТЭЦ имела определенные проблемы в связи со значительным отпуском пара на производство и существенной добавкой химически обессоленной воды в питательный тракт (до 30% расхода питательной воды).
В то же время остальные показатели водно-химического режима тракта питательной воды, влияющие на ее коррозионную активность, поддерживались в пределах норм ПТЭ: электропроводимость Н-катионированной пробы питательной воды составляла 1,1 - 1,2 мкСм/см, содержание соединений железа поддерживалось на уровне 8-12 мкг/л, содержание кислорода в питательной воде за деаэраторами никогда не превышало 10 мкг/л.
Проведенное авторами статьи обследование показывает, что в настоящее время при деаэрации питательной воды в деаэраторах повышенного давления остаточное содержание кислорода в деаэрированной питательной воде в пределах 10 мкг/л надежно обеспечивается практически на всех отечественных ТЭЦ с котлами на 140 кгс/см2.
О возможности надежной работы котлов высокого давления без гидразинной обработки питательной воды свидетельствует успешный опыт Мосэнерго (по данным ВТИ в г. Москве восемь ТЭЦ работают без применения гидразина).
Отказ от применения гидразина как кондиционирующего реагента все чаще наблюдается и на зарубежных тепловых электростанциях, причем этот отказ имеет как экологические, так и технические причины. Так, в работе [14] приводится пример успешного перехода на безгидразинный режим ТЭЦ Южноафриканской системы Летабо с шестью крупными энергоблоками, оснащенными барабанными котлами с параметрами перегретого пара 17,32 МПа, 540°С.
Таким образом, при надежном обеспечении после деаэраторов остаточного содержания кислорода не более 10 мкг/л можно без ущерба для надежности ТЭЦ отказаться от применения гидразина.
В то же время для поддержания надежности ТЭЦ на требуемом уровне все нормативные требования ПТЭ по водно-химическому режиму должны, безусловно, соблюдаться.
Особенно осторожно переход на безгидразинный режим обработки питательной воды следует выполнять на тех электростанциях, где обработка питательной воды гидразином велась длительное время и у персонала сформировалась своего рода привычка к его применению. На безгидразинный режим можно уверено переходить прежде всего на ТЭЦ с малым отпуском пара на производство и относительно небольшой величиной добавки химически или термически обессоленной воды в цикл питательной воды, т.е. на ТЭЦ с преимущественно отопительной нагрузкой, а также при достаточно высокой чистоте питательной воды (удельную электрическую проводимость Н-катионированной пробы желательно поддерживать не более I,0 мкСм/см при норме ПТЭ 1,5 мкСм/см).
При выполнении перечисленных требований и, прежде всего, главного из них - по содержанию кислорода после деаэраторов - отказ от гидразинной обработки питательной воды котлов не приводит к понижению надежности ТЭЦ, позволяет упростить технологию и снизить эксплуатационные затраты на производство пара, а также повысить экологическую безопасность эксплуатации котельного оборудования.

Список литературы

  1. Zimmerman М. A. New Technique for Chemically Degassing Boiler Feedwater. - Mitteilungen der VGB, 1948, № 2 /3.
  2. Гришук И. К. Об условиях проведения теплохимических испытаний деаэрационных установок. - Теплоэнергетика, 1961, № 12.
  3. Вихрев В. Ф., Шкроб М. С. Водоподготовка. М.: Энергия, 1973.
  4. Акользин П. А., Михайлова Η. М. Применение гидразина на электростанциях. - Теплоэнергетика, 1965, № 10.
  5. Акользин П. А. Руководящие указания по применению гидразина на теплоэнергетических установках электростанций. М.: Энергия, 1972.
  6. Манькина Η. Н. Физико-химические процессы в пароводяном цикле электростанций. М.: Энергия, 1977.
  7. Кот А. А., Деева 3. В. Водно-химический режим мощных энергоблоков ТЭС. М.: Энергия, 1978.
  8. Белоконова А. Ф. Водно-химические режимы тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985.
  9. Ribon С., Bergel. Magnetite deposit in boilers from iron in solution. - Proceeding of American Power Conference. Chicago, 1970.
  10. Влияние диоксида углерода, аммиака и гидразина на коррозию стали в обессоленной воде при повышенных температурах / Зайчик Л. И., Нигматуллин Б. И., Першу- ков В. А., Иванова Н. В. - Теплоэнергетика, 1996, № 9.
  11. Белан Ф. И. Водоподготовка. М., Энергия, 1979.
  12. Гидразин. Гигиенические критерии состояния окружающей среды. Женева: Всемирная организация здравоохранения, 1991.
  13. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
  14. Мартынова О. И. Конференция VGB “Химия на электростанциях- 1996”. - Теплоэнергетика, 1997, № 11.
 
« О восстановлении ресурса рабочих лопаток и дисков паровых турбин   О защите рабочих лопаток осевых дымососов от газоабразивного износа »
электрические сети